RU2575947C2 - Simulation of interaction between frac job fractures in system of complex fractures - Google Patents
Simulation of interaction between frac job fractures in system of complex fractures Download PDFInfo
- Publication number
- RU2575947C2 RU2575947C2 RU2014122540/03A RU2014122540A RU2575947C2 RU 2575947 C2 RU2575947 C2 RU 2575947C2 RU 2014122540/03 A RU2014122540/03 A RU 2014122540/03A RU 2014122540 A RU2014122540 A RU 2014122540A RU 2575947 C2 RU2575947 C2 RU 2575947C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- crack
- cracks
- fractures
- hydraulic
- stress
- Prior art date
Links
- 238000004088 simulation Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 230000003993 interaction Effects 0.000 title description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 89
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 54
- 230000012010 growth Effects 0.000 claims abstract description 30
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 42
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 35
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 16
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 11
- 230000007773 growth pattern Effects 0.000 claims description 9
- 238000010200 validation analysis Methods 0.000 claims description 8
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 241000257303 Hymenoptera Species 0.000 claims description 4
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims description 3
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 30
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 6
- 238000000059 patterning Methods 0.000 abstract 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 171
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 82
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 46
- 238000011161 development Methods 0.000 description 34
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 34
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 10
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 9
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 5
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 5
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 208000006670 Multiple fractures Diseases 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 238000002940 Newton-Raphson method Methods 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000013349 risk mitigation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000012163 sequencing technique Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 description 1
- 210000003462 vein Anatomy 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/006—Measuring wall stresses in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06G—ANALOGUE COMPUTERS
- G06G7/00—Devices in which the computing operation is performed by varying electric or magnetic quantities
- G06G7/48—Analogue computers for specific processes, systems or devices, e.g. simulators
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
- G01V2210/12—Signal generation
- G01V2210/123—Passive source, e.g. microseismics
- G01V2210/1234—Hydrocarbon reservoir, e.g. spontaneous or induced fracturing
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Geophysics (AREA)
Abstract
Description
В общем, настоящее раскрытие относится к способам и системам для выполнения работ на месте расположения скважины. Более конкретно, это раскрытие относится к способам и системам для выполнения работ по гидравлическому разрыву пласта, таких как исследование подземных пластов и определение характеристик систем трещин гидравлического разрыва в подземном пласте.In general, the present disclosure relates to methods and systems for performing work at a well location. More specifically, this disclosure relates to methods and systems for performing hydraulic fracturing, such as examining underground formations and characterizing hydraulic fracturing systems in an underground formation.
Для содействия добыче углеводородов из нефтегазовых скважин можно выполнять гидравлический разрыв подземных пластов, окружающих такие скважины. Гидравлический разрыв можно использовать для создания трещин в подземных пластах, чтобы обеспечивать возможность перемещения нефти или газа к скважине. Пласт разрывают путем введения специально разработанной жидкости (называемой в этой заявке «жидкостью для гидравлического разрыва» или «суспензией для гидравлического разрыва») под высоким давлением и при больших скоростях потока в пласт через одну или несколько буровых скважин. Трещины гидравлического разрыва могут распространяться от буровой скважины на расстояния сотен футов в двух различных направлениях в соответствии с естественными напряжениями в пласте. При определенных условиях они могут образовывать систему сложных трещин. Системы сложных трещин могут включать в себя искусственно образованные трещины гидравлического разрыва и естественные трещины, которые могут пересекаться или могут не пересекаться вдоль многочисленных азимутов, в многочисленных плоскостях и направлениях и в многочисленных областях.To facilitate hydrocarbon production from oil and gas wells, hydraulic fracturing of underground formations surrounding such wells can be performed. Hydraulic fracturing can be used to create cracks in subterranean formations to allow the movement of oil or gas to the well. The formation is fractured by introducing a specially designed fluid (referred to in this application as “hydraulic fracturing fluid” or “hydraulic fracturing suspension”) at high pressure and at high flow rates into the reservoir through one or more boreholes. Hydraulic fractures can propagate from a borehole hundreds of feet in two different directions in accordance with natural stresses in the formation. Under certain conditions, they can form a system of complex cracks. Complex fracture systems may include artificially generated hydraulic fractures and natural fractures that may or may not intersect along multiple azimuths, in numerous planes and directions, and in numerous areas.
Современными способами и системами мониторинга трещин гидравлического разрыва можно картировать места, где трещины возникают, и распространение трещин. В некоторых способах и системах микросейсмического мониторинга положения сейсмических событий могут обрабатываться путем преобразования времен вступления сейсмических волн и информации о поляризации в трехмерное пространство при использовании моделируемых времен пробега и/или траекторий лучей. Эти способы и системы можно использовать для прогнозирования развития трещин гидравлического разрыва с течением времени.Modern methods and systems for monitoring hydraulic fractures can map the places where cracks occur and the propagation of cracks. In some methods and systems of microseismic monitoring, the positions of seismic events can be processed by converting the arrival times of seismic waves and polarization information into three-dimensional space using simulated travel times and / or ray paths. These methods and systems can be used to predict the development of hydraulic fractures over time.
Картины трещин гидравлического разрыва, создаваемых при воздействии на пласт для образования трещин, могут быть сложными и могут составлять систему трещин, отображаемую распределением связанных микросейсмических событий. Для представления создаваемых трещин гидравлического разрыва разработаны модели систем сложных трещин гидравлического разрыва. Примеры моделей трещин представлены в патентах США №№6101447, 7363162, 7788074 и в заявках №№2008/0133186, 2010/0138196 и 2010/0250215 на патенты США.Patterns of hydraulic fractures created by impacting the formation to form cracks can be complex and can constitute a system of cracks displayed by the distribution of related microseismic events. To represent the hydraulic fractures created, models of complex hydraulic fracture systems have been developed. Examples of models of cracks are presented in US patents No. 6101447, 7363162, 7788074 and in applications No. 2008/0133186, 2010/0138196 and 2010/0250215 for US patents.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
По меньшей мере один аспект настоящего открытия относится к способам выполнения операции гидравлического разрыва на месте расположения скважины. Место расположения скважины находится в подземном пласте, имеющем тем самым буровую скважину и систему трещин. Система трещин имеет естественные трещины. Место расположения скважины можно возбуждать нагнетанием закачиваемой жидкости вместе с проппантом в систему трещин. Способ включает в себя получение данных о месте расположения скважины, содержащих параметры естественных трещин, и получение механической модели геологической среды для подземного пласта, и образование картины роста трещин гидравлического разрыва для системы трещин с течением времени. Образование включает в себя распространение трещин гидравлического разрыва от буровой скважины и в систему трещин подземного пласта для формирования системы трещин гидравлического разрыва, включающих в себя естественные трещины и трещины гидравлического разрыва, определение параметров трещин гидравлического разрыва после распространения, определение параметров переноса для проппанта, проходящего через систему трещин гидравлического разрыва, и определение размеров трещин гидравлического разрыва на основании определенных параметров трещин гидравлического разрыва, определенных параметров переноса и механической модели геологической среды. Кроме того, способ включает в себя осуществление затенения напряжения относительно трещин гидравлического разрыва для определения взаимного влияния напряжений между трещинами гидравлического разрыва и повторение образования на основании определенного взаимного влияния напряжений.At least one aspect of the present disclosure relates to methods for performing a fracturing operation at a well location. The location of the well is in the subterranean formation, thereby having a borehole and a system of fractures. The crack system has natural cracks. The location of the well can be excited by injecting the injected fluid with the proppant into the fracture system. The method includes obtaining data on the location of the well containing parameters of natural fractures, and obtaining a mechanical model of the geological environment for the subterranean formation, and forming a picture of the growth of hydraulic fractures for the fracture system over time. The formation includes the propagation of hydraulic fractures from the borehole and into the fracture system of the subterranean formation to form a system of hydraulic fractures, including natural and hydraulic fractures, determination of the parameters of hydraulic fractures after propagation, determination of transfer parameters for the proppant passing through hydraulic fracture system, and determining the size of hydraulic fractures based on certain parameters ditch cracks, certain transfer parameters and a mechanical model of the geological environment. In addition, the method includes performing voltage shading relative to hydraulic fractures to determine the mutual influence of stresses between hydraulic fractures and repeating the formation based on a certain mutual influence of stresses.
Если трещины гидравлического разрыва встречаются с естественной трещиной, способ может также включать в себя определение характера пересечения между трещинами гидравлического разрыва и встреченной трещиной на основании определенного взаимного влияния трещин, а повторение может включать в себя повторение образования на основании определенного взаимного влияния напряжений и характера пересечения. Кроме того, способ может включать в себя возбуждение места расположения скважины путем нагнетания закачиваемой жидкости вместе с проппантом в систему трещин.If hydraulic fractures occur with a natural fracture, the method may also include determining the nature of the intersection between hydraulic fractures and the encountered crack based on a certain mutual influence of the cracks, and repetition may include repeating the formation based on a certain mutual influence of stresses and the nature of the intersection. In addition, the method may include stimulating the location of the well by injecting the injected fluid with the proppant into the fracture system.
Кроме того, способ может включать в себя, если трещина гидравлического пласта встречается с естественной трещиной, определение характера пересечения со встреченной естественной трещиной, и в способе повторение содержит повторение образования на основании определенного взаимного влияния напряжений и характера пересечения. Картина роста трещин может изменяться или не изменяться под влиянием характера пересечения. Давление гидравлического разрыва системы трещин гидравлического разрыва может быть больше, чем напряжение, действующее на встреченную трещину, и картина роста трещин может распространяться вдоль встреченной трещины. Картина роста трещин может продолжать распространяться вдоль встреченной трещины до тех пор, пока не достигает конца естественной трещины. Картина роста трещин может изменять направление на конце естественной трещины и картина роста трещин может продолжаться в направлении, перпендикулярном к минимальному напряжению на конце естественной трещины. Картина роста трещин может распространяться перпендикулярно к локальному главному напряжению в соответствии с затенением напряжения.In addition, the method may include, if the fracture of the hydraulic formation meets a natural fracture, determining the nature of the intersection with the encountered natural fracture, and in the method the repetition comprises repeating the formation based on a certain mutual influence of stresses and the nature of the intersection. The pattern of crack growth may or may not change due to the nature of the intersection. The hydraulic fracture pressure of the hydraulic fracture system can be greater than the stress acting on the encountered crack, and the pattern of crack growth can propagate along the encountered crack. The pattern of crack growth can continue to propagate along the crack encountered until it reaches the end of the natural crack. The pattern of crack growth can change direction at the end of a natural crack and the pattern of crack growth can continue in a direction perpendicular to the minimum stress at the end of a natural crack. The pattern of crack growth can propagate perpendicular to the local principal stress in accordance with the shading of the stress.
Затенение напряжения может включать в себя выполнение разрыва смещений для каждой из трещин гидравлического разрыва. Затенение напряжения может включать в себя осуществление затенений напряжений вокруг многочисленных буровых скважин на месте расположения скважин и повторение образования с использованием затенений напряжений, выполняемых относительно многочисленных буровых скважин. Затенение напряжения может включать в себя осуществление затенения напряжения на многочисленных этапах возбуждения в буровой скважине.Shading stresses may include performing displacement fractures for each of the hydraulic fractures. Shading stresses may include performing shading stresses around multiple boreholes at the location of the wells and repeating the formation using shading stresses performed on numerous boreholes. Voltage shadowing may include performing voltage shadowing at numerous excitation steps in a borehole.
Кроме того, способ может включать в себя проверку достоверности картины роста трещин. Проверка достоверности может включать в себя сравнение картины роста трещин с по меньшей мере одним моделированием из моделирований системы трещин.In addition, the method may include validating the pattern of crack growth. Validation may include comparing the crack growth pattern with at least one simulation from simulations of the crack system.
Распространение может включать в себя распространение трещин гидравлического разрыва на всем протяжении картины роста трещин на основании параметров естественных трещин и минимального напряжения и максимального напряжения, действующих на подземный пласт. Определение размеров трещин может включать в себя одно из оценивания сейсмических измерений, прослеживания движения муравьев, акустических измерений, геологических измерений и сочетаний их. Данные о месте расположения скважины могут включать в себя по меньшей мере одни из геологических, петрофизических, геомеханических данных, данных каротажных измерений, заканчивания скважины, исторических данных и сочетаний их. Параметры естественных трещин можно образовать одним из наблюдения скважинных каротажных изображений, оценивания размеров трещин на основании скважинных измерений, получения микросейсмических изображений и сочетаний их.Propagation may include the propagation of hydraulic fractures throughout the fracture growth pattern based on the parameters of natural fractures and the minimum stress and maximum stress acting on the subterranean formation. Determining the size of the cracks may include one of the evaluation of seismic measurements, tracking the movement of ants, acoustic measurements, geological measurements, and combinations thereof. Data on the location of the well may include at least one of geological, petrophysical, geomechanical data, logging data, well completion, historical data, and combinations thereof. The parameters of natural fractures can be formed by one of the observation of downhole logging images, estimating the size of the fractures based on downhole measurements, obtaining microseismic images and combinations thereof.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Варианты осуществления системы и способа для определения характеристик скважинных напряжений будет описаны с обращением к сопровождающим чертежам. Для обозначения аналогичных признаков и компонентов на всех чертежах используются одни и те же позиции. На чертежах:Embodiments of a system and method for characterizing downhole stresses will be described with reference to the accompanying drawings. For the designation of similar features and components throughout the drawings, the same reference numbers are used. In the drawings:
фиг. 1.1 - схематичная иллюстрация места гидравлического разрыва пласта с показом операции разрыва;FIG. 1.1 is a schematic illustration of a hydraulic fracturing site showing a fracturing operation;
фиг. 1.2 - схематичная иллюстрация места гидравлического разрыва пласта с показом микросейсмических событий;FIG. 1.2 is a schematic illustration of a hydraulic fracturing site showing microseismic events;
фиг. 2 - схематичный вид двумерной трещины;FIG. 2 is a schematic view of a two-dimensional crack;
фиг. 3.1 - схематичная иллюстрация эффекта тени напряжения;FIG. 3.1 is a schematic illustration of the effect of a voltage shadow;
фиг. 3.2 - схематичная иллюстрация разрывов Ds и Dn;FIG. 3.2 is a schematic illustration of the discontinuities Ds and Dn;
фиг. 4 - схематичный вид двух параллельных прямолинейных трещин для сравнения двумерного метода разрывных смещений и трехмерного быстрого анализа Лагранжа непрерывных сред;FIG. 4 is a schematic view of two parallel rectilinear cracks for comparing the two-dimensional method of discontinuous displacements and three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous media;
фиг. 5.1-5.3 - графики, иллюстрирующие напряжения на различных местах для продолженных трещин, полученные двумерным методом разрывных смещений и трехмерным быстрым анализом Лагранжа непрерывных сред;FIG. 5.1-5.3 are graphs illustrating stresses at various places for extended cracks obtained by the two-dimensional method of discontinuous displacements and three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous media;
фиг. 6.1, 6.2 - графики, показывающие траектории развития двух первоначально параллельных трещин в изотропном и анизотропном поле напряжений, соответственно;FIG. 6.1, 6.2 are graphs showing the development paths of two initially parallel cracks in an isotropic and anisotropic stress field, respectively;
фиг. 7.1, 7.2 - графики, показывающие траектории развития двух первоначально разнесенных трещин в изотропном и анизотропном поле напряжений, соответственно;FIG. 7.1, 7.2 are graphs showing the development paths of two initially spaced cracks in an isotropic and anisotropic stress field, respectively;
фиг. 8 - схематичный вид поперечных параллельных трещин вдоль горизонтальной скважины;FIG. 8 is a schematic view of transverse parallel fractures along a horizontal well;
фиг. 9 - график, показывающий длину пяти параллельных трещин;FIG. 9 is a graph showing the length of five parallel cracks;
фиг. 10 - схематичный вид параллельных трещин из фиг. 9 с показом геометрии и ширины трещин в соответствии с нетрадиционной моделью трещин;FIG. 10 is a schematic view of parallel cracks from FIG. 9 showing the geometry and width of the cracks in accordance with an unconventional model of cracks;
фиг. 11.1, 11.2 - схематичные представления, показывающие геометрию трещин для случая высокого перепада давления на перфорациях и случая большого разнесения трещин, соответственно;FIG. 11.1, 11.2 are schematic diagrams showing the geometry of cracks for the case of high pressure drop across the perforations and the case of large spacing of cracks, respectively;
фиг. 12 - график, показывающий картирование микросейсмических событий;FIG. 12 is a graph showing the mapping of microseismic events;
фиг. 13.1-13.4 - схематичные представления, иллюстрирующие моделированную систему трещин в сравнении с микросейсмическими измерениями на этапах 1-4, соответственно;FIG. 13.1-13.4 are schematic diagrams illustrating a simulated crack system in comparison with microseismic measurements in steps 1-4, respectively;
фиг. 14.1-14.4 - схематичные представления, показывающие систему распределенных трещин на различных этапах;FIG. 14.1-14.4 are schematic diagrams showing a system of distributed cracks at various stages;
фиг. 15 - блок-схема последовательности действий, показывающих способ выполнения операции гидравлического разрыва; иFIG. 15 is a flowchart showing a method of performing a fracturing operation; and
фиг. 16.1-16.4 - схематичные иллюстрации, показывающие рост трещин вокруг буровой скважины во время операции гидравлического разрыва.FIG. 16.1-16.4 are schematic illustrations showing the growth of cracks around a borehole during a hydraulic fracturing operation.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
В описание, которое следует ниже, включены примеры устройств, способов, методик и последовательностей инструкций, которыми реализуются способы согласно предмету изобретения. Однако понятно, что описанные варианты осуществления могут быть применены на практике без этих конкретных подробностей.The description that follows includes examples of devices, methods, techniques and sequences of instructions that implement the methods according to the subject invention. However, it is understood that the described embodiments may be practiced without these specific details.
Для получения представления о системах подземных трещин разрабатывают модели. В моделях могут приниматься во внимание различные факторы и/или данные, чтобы модели не могли быть связаны ограничениями благодаря учету количества закачиваемой жидкости или механических взаимодействий между трещинами и нагнетаемой жидкостью, а также между трещинами. Связанные ограничениями модели можно создавать для получения общего представления о вовлеченных механизмах, но математическое описание может быть сложным и/или могут требоваться компьютерные обрабатывающие ресурсы и время для выполнения точных моделирований развития трещин гидравлического разрыва. Связанную ограничениями модель можно конфигурировать для выполнения моделирований с учетом таких факторов, как взаимодействие между трещинами с течением времени и в соответствии с заданными условиями.To get an idea of the systems of underground cracks, models are developed. Various factors and / or data may be taken into account in the models so that the models cannot be constrained by taking into account the amount of injected fluid or the mechanical interactions between the cracks and the injected fluid, as well as between the cracks. Constrained models can be created to provide a general idea of the mechanisms involved, but the mathematical description may be complex and / or computer processing resources and time may be required to perform accurate simulations of the development of hydraulic fractures. A constrained model can be configured to perform simulations taking into account factors such as the interaction between cracks over time and in accordance with specified conditions.
Нетрадиционную модель трещин (НМТ) (или сложную модель) можно использовать для моделирования развития системы сложных трещин в пласте с уже существующими естественными трещинами. Многочисленные ответвления трещин могут развиваться попутно и с перекрещиванием/пересечением друг друга. Каждая открытая трещина может вызывать дополнительные напряжения в окружающей породе и прилегающих трещинах, и это можно назвать эффектом «тени напряжения». Тень напряжения может быть причиной ограничения параметров трещин (например, ширины), что может приводить, например, к большей вероятности выпадения проппанта. Кроме того, тенью напряжения может изменяться траектория развития трещин и оказываться воздействие на картины системы трещин. Тень напряжения может влиять на моделирование взаимодействия трещин в сложной модели трещин.An unconventional model of fractures (NMT) (or a complex model) can be used to simulate the development of a system of complex fractures in a formation with existing natural fractures. Numerous branches of cracks can develop along the way and with crossing / crossing each other. Each open crack can cause additional stresses in the surrounding rock and adjacent cracks, and this can be called the effect of "shadow stress". The stress shadow can cause crack parameters to be limited (for example, width), which can lead, for example, to a greater likelihood of proppant loss. In addition, the trajectory of the development of cracks can change under the shadow of stress and can affect the patterns of the crack system. The stress shadow can influence the modeling of crack interaction in a complex model of cracks.
Предложен способ вычисления тени напряжения в системе сложных трещин гидравлического разрыва. Способ можно выполнять на основании усовершенствованного двумерного метода разрывных смещений (ДМРС) с коррекцией за влияние конечной высоты трещин или трехмерного метода разрывных смещений (TMPC). Поле напряжений, вычисленное двумерным методом разрывных смещений, можно сравнивать с результатами трехмерного численного моделирования (трехмерным методом разрывных смещений или трехмерным методом быстрого анализа Лагранжа непрерывных сред), чтобы определять приближение для трехмерной задачи о трещинах. Это вычисление тени напряжения может быть включено в нетрадиционную модель трещин. Результаты для простых случаев двух трещин показывают, что трещины могут притягиваться или отталкиваться друг от друга в зависимости, например, от их первоначальных относительных положений, и эти результаты можно сравнивать с независимой двумерной моделью непланарных трещин гидравлического разрыва.A method for calculating the stress shadow in a system of complex hydraulic fractures is proposed. The method can be performed on the basis of an improved two-dimensional method of discontinuous displacements (DLS) with correction for the influence of the final crack height or three-dimensional method of discontinuous displacements (TMPC). The stress field calculated by the two-dimensional method of discontinuous displacements can be compared with the results of three-dimensional numerical simulation (three-dimensional method of discontinuous displacements or three-dimensional method of fast Lagrange analysis of continuous media) to determine the approximation for the three-dimensional problem of cracks. This calculation of the stress shadow can be included in an unconventional model of cracks. The results for simple cases of two cracks show that cracks can be attracted or repelled from each other depending, for example, on their initial relative positions, and these results can be compared with an independent two-dimensional model of non-planar hydraulic fractures.
Представлены дополнительные примеры развития планарных и сложных трещин от кластеров перфораций, показывающие, что взаимодействие трещин может влиять на размер трещин и картину развития. В пласте с небольшой анизотропией напряжения взаимодействие трещин может приводить к значительному расхождению трещин, поскольку они могут стремиться отталкиваться друг от друга. Однако, даже когда анизотропия напряжения является большой и поворот трещины вследствие взаимодействия трещин ограничен, затенение напряжения может оказывать сильное влияние на ширину трещины, и это может влиять на распределение скоростей нагнетания в многочисленные кластеры перфораций и следовательно, на общую геометрию системы трещин и размещение проппанта.Additional examples of the development of planar and complex cracks from clusters of perforations are presented, showing that the interaction of cracks can affect the size of cracks and the pattern of development. In a formation with a small stress anisotropy, the interaction of cracks can lead to a significant difference in the cracks, since they can tend to repel each other. However, even when the stress anisotropy is large and the rotation of the crack due to the interaction of the cracks is limited, stress shadowing can have a strong effect on the crack width, and this can affect the distribution of injection rates into numerous perforation clusters and therefore the general geometry of the crack system and proppant placement.
На фиг. 1.1 и 1.2 показано развитие трещин вокруг места 100 расположения скважины. На месте расположения скважины имеется буровая скважина 104, продолжающаяся от устья 108 скважины на поверхности и ниже сквозь подземный пласт 102. Система 106 трещин распространяется вокруг буровой скважины 104. Насосная система 129 расположена возле устья 108 скважины для обеспечения протекания жидкости по насосно-компрессорной колонне 142.In FIG. 1.1 and 1.2 show the development of cracks around the
Насосная система 12 9 показана управляемой промысловым оператором 127, регистрирующим эксплуатационные и рабочие промысловые данные и/или выполняющим работу в соответствии с установленным расписанием закачивания. Насосная система 129 закачивает жидкость с поверхности в буровую скважину 104 в продолжение операции гидравлического разрыва.The pump system 12 9 is shown controlled by a field operator 127, recording production and operational field data and / or performing work in accordance with the established pumping schedule. Pumping system 129 pumps fluid from a surface into
Насосная система 129 может включать в себя источник воды, такой как множество водяных цистерн 131, из которых вода подается в установку 133 гидратации геля. В установке 133 гидратации геля вода из цистерн 131 объединяется с гелеобразующим агентом для образования геля. Затем гель подается в смеситель 135, в котором он смешивается с проппантом из средства 137 транспортировки проппанта для образования жидкости для гидравлического разрыва. Гелеобразующий агент можно использовать, чтобы повышать вязкость жидкости для гидравлического разрыва и чтобы проппант имел возможность суспендироваться в жидкости для гидравлического разрыва. Кроме того, он может действовать как уменьшающий трение агент, позволяющий иметь более высокие скорости нагнетания при меньшей потере давления на трение.The pump system 129 may include a water source, such as a plurality of water tanks 131, from which water is supplied to the gel hydration unit 133. In a gel hydration unit 133, water from tanks 131 is combined with a gelling agent to form a gel. The gel is then fed into a mixer 135, in which it is mixed with proppant from proppant transport means 137 to form a hydraulic fracturing fluid. A gelling agent can be used to increase the viscosity of the fracturing fluid and so that the proppant can be suspended in the fracturing fluid. In addition, it can act as a friction reducing agent, allowing for higher injection rates with less friction pressure loss.
Далее жидкость для гидравлического разрыва выкачивается из смесителя 135 в автоцистерны 120 для обработки, снабженные плунжерными насосами, показанные сплошными линиями 143. В каждой автоцистерне 120 для обработки жидкость для гидравлического разрыва принимается под низким давлением, а выпускается, что показано пунктирными линиями 141, из нее в общий манифольд 139 (иногда называемый «ракетным нагнетателем на трейлере» или «ракетным нагнетателем») под высоким давлением. Далее «ракетный нагнетатель» 139 направляет, что показано сплошной линией 115, жидкость для гидравлического разрыва из автоцистерн 120 для обработки в буровую скважину 104. Одну или несколько автоцистерн 120 для обработки можно использовать для подачи жидкости для гидравлического разрыва с заданной скоростью.Next, the hydraulic fracturing fluid is pumped out from the mixer 135 into the
Каждая автоцистерна 120 для обработки обычно может работать с любой скоростью, например, с соответствующей максимальной рабочей производительностью. При работе автоцистерн 120 для обработки с рабочей производительностью можно допустить отказ одной и работу оставшихся с более высокой скоростью, чтобы компенсировать отсутствие отказавшего насоса. Компьютеризированную систему 149 управления можно использовать для управления всей насосной системой 129 во время операции гидравлического разрыва.Each
Различные жидкости, такие как обычные жидкости для воздействия на пласт вместе с проппантами, можно использовать для создания трещин. Другие жидкости, такие как вязкие гели, реагент на водной основе (который может иметь понизитель трения (полимер) и воду), также можно использовать для гидравлического разрыва в скважинах сланцевого газа. Такой реагент на водной основе может быть в жидкотекучей форме (например, с почти такой же вязкостью как у воды) и может использоваться для создания более сложных трещин, таких как многочисленные микросейсмические трещины, обнаруживаемые при мониторинге.Various fluids, such as conventional reservoir fluids along with proppants, can be used to create cracks. Other fluids, such as viscous gels, a water-based reagent (which may have a friction reducer (polymer) and water), can also be used for hydraulic fracturing in shale gas wells. Such a water-based reagent can be in liquid form (for example, with almost the same viscosity as water) and can be used to create more complex cracks, such as the numerous microseismic cracks detected during monitoring.
Как также показано на фиг. 1.1 и 1.2, система трещин включает в себя трещины, расположенные на различных местах вокруг буровой скважины 104. Различные трещины могут быть естественными трещинами 144, присутствовавшими до нагнетания жидкостей, или трещинами 146 гидравлического разрыва, образовавшимися в пласте 102 во время нагнетания. На фиг. 1.2 показана система 106 трещин, определенная по микросейсмическим событиям 14 8, собранным при использовании обычных средств.As also shown in FIG. 1.1 and 1.2, the fracture system includes fractures located at various locations around the
Многоэтапное моделирование может быть нормой при разработке нетрадиционных коллекторов. Однако препятствие на пути оптимизации вскрытий в пластах глинистых коллекторов может заключаться в отсутствии моделей гидравлического разрыва, которыми надлежащим образом может моделироваться развитие сложных трещин, часто наблюдаемых в этих пластах. Была разработана модель системы сложных трещин (или нетрадиционная модель трещин) (см., например, Weng X., Kresse О., Wu R. and Gu H., "Modeling of hydraulic fracture propagation in a naturally fractured formation", Paper SPE 140253, presented at the SPE Hydraulic Fracturing Conference and Exhibition, Woodlands, Texas, USA, January 24-26 (2011) (в дальнейшем "Weng 2011"); Kresse О., Cohen С., Weng Χ., Wu R. and Gu H., 2011 (в дальнейшем "Kresse 2011"), "Numerical modeling of hydraulic fracturing in naturally fractured formations", 45th Rock Mechanics/Geomechanics Symposium, San Francisco, CA, June 26-29, полные содержания источников включены в эту заявку).Multi-stage modeling may be the norm when developing unconventional reservoirs. However, an obstacle to optimizing openings in clay reservoir strata may be the absence of hydraulic fracture models that can adequately simulate the development of complex fractures, often observed in these strata. A model of a complex fracture system (or an unconventional fracture model) was developed (see, for example, Weng X., Kresse O., Wu R. and Gu H., "Modeling of hydraulic fracture propagation in a naturally fractured formation", Paper SPE 140253 , presented at the SPE Hydraulic Fracturing Conference and Exhibition, Woodlands, Texas, USA, January 24-26 (2011) (hereinafter "Weng 2011"); Kresse O., Cohen S., Weng Χ., Wu R. and Gu H., 2011 (hereinafter "Kresse 2011"), "Numerical modeling of hydraulic fracturing in naturally fractured formations", 45th Rock Mechanics / Geomechanics Symposium, San Francisco, CA, June 26-29, full contents of the sources are included in this application) .
Существующие модели можно использовать для моделирования развития трещин, деформации породы и втекания жидкости в систему сложных трещин, создаваемую во время обработки. Кроме того, модель можно использовать для решения полносвязной задачи втекания жидкости в систему трещин и упругой деформации трещин, для которой можно иметь такие же предположения и определяющие уравнения, как в обычной псевдотрехмерной модели трещин. Уравнения переноса могут быть решены для каждого компонента закачиваемых жидкостей и проппантов.Existing models can be used to simulate the development of cracks, deformation of the rock and the flow of fluid into the system of complex cracks created during processing. In addition, the model can be used to solve the fully connected problem of fluid flowing into a system of cracks and elastic deformation of cracks, for which one can have the same assumptions and governing equations as in the usual pseudo-three-dimensional model of cracks. Transfer equations can be solved for each component of injected fluids and proppants.
С помощью обычных моделей планарных трещин можно моделировать различные аспекты системы трещин. Предложенная нетрадиционная модель трещин к тому же включает в себя возможность моделирования взаимодействия трещин гидравлического разрыва с уже существующими естественными трещинами, то есть позволяет определять, что трещина гидравлического разрыва развивается беспрепятственно или задерживается естественной трещиной, когда они пересекаются, и впоследствии развивается вдоль естественной трещины. Ответвление трещины гидравлического разрыва при пересечении с естественной трещиной может дать начало развитию системы сложных трещин.Using conventional planar crack models, various aspects of a crack system can be modeled. The proposed unconventional model of cracks also includes the ability to simulate the interaction of hydraulic fractures with existing natural fractures, that is, it can be determined that a hydraulic fracture develops unhindered or is retained by a natural fracture when they intersect, and subsequently develops along a natural fracture. The branching of a hydraulic fracture at the intersection with a natural fracture may give rise to the development of a complex fracture system.
Модель пересечений можно расширить на основании критерия Renshaw и Polland пересечения границы раздела (см., например, Renshaw СЕ. and Polland D.D., 1995, "An experimentally verified criterion for propagation across unbounded frictional interfaces in brittle, linear elastic materials", Int. J. Rock Mech. Min. Sci. and Geomech. Abstr., 32: 237-249 (1995), полное содержание источника включено в эту заявку), чтобы можно было применять к любому углу пересечения и усовершенствовать (см., например, Gu H. and Weng X., "Criterion for fractures crossing frictional interfaces at non-orthogonal angles", 44th US Rock symposium, Salt Lake City, Utah, June 27-30, 2010 (в дальнейшем "Gu и Weng 2010"), полное содержание источника включено в эту заявку путем ссылки), и подтверждать экспериментальными данными (см., например, Gu H., Weng X., Lund J., Mack M., Ganguly U. and Suarez-Rivera R., 2011, "Hydraulic fracture crossing natural fracture at non-orthogonal angles, A criterion, its validation and applications", Paper SPE 139984, presented at the SPE Hydraulic Fracturing Conference and Exhibition, Woodlands, Texas, January 24-26 (2011) (в дальнейшем "Gu и соавторы 2011"), полное содержание источника включено в эту заявку путем ссылки), и включать в нетрадиционную модель трещин.The intersection model can be extended based on the Renshaw and Polland criterion for intersection of the interface (see, for example, Renshaw CE. And Polland DD, 1995, "An experimentally verified criterion for propagation across unbounded frictional interfaces in brittle, linear elastic materials", Int. J . Rock Mech. Min. Sci. And Geomech. Abstr., 32: 237-249 (1995), the full content of the source is included in this application) so that it can be applied to any intersection angle and improved (see, for example, Gu H . and Weng X., "Criterion for fractures crossing frictional interfaces at non-orthogonal angles", 44th US Rock symposium, Salt Lake City, Utah, June 27-30, 2010 (hereinafter Gu and Weng 2010), full contents source included in this application by reference), and confirmed by experimental data (see, for example, Gu H., Weng X., Lund J., Mack M., Ganguly U. and Suarez-Rivera R., 2011, "Hydraulic fracture crossing natural fracture at non-orthogonal angles, A criterion, its validation and applications ", Paper SPE 139984, presented at the SPE Hydraulic Fracturing Conference and Exhibition, Woodlands, Texas, January 24-26 (2011) (hereinafter" Gu et al. 2011 "), the full content of the source is incorporated into this application by reference), and included in the unconventional model of cracks.
Для надлежащего моделирования развития многочисленных или сложных трещин в модели трещин можно учитывать взаимодействие между прилегающими ответвлениями трещин гидравлического разрыва, часто называемое эффектом тени напряжения. Когда одна планарная трещина гидравлического разрыва раскрывается при конечном чистом давлении жидкости, к окружающей породе может прилагаться поле напряжений, которое пропорционально чистому давлению.To properly simulate the development of multiple or complex cracks in the model of cracks, the interaction between adjacent branches of hydraulic fractures, often called the stress shadow effect, can be taken into account. When a single planar hydraulic fracture opens at a finite net fluid pressure, a stress field that is proportional to the net pressure can be applied to the surrounding rock.
Для ограниченного случая вертикальной трещины бесконечной длины и постоянной конечной высоты можно получить аналитическое выражение для поля напряжений, вызываемое открытой трещиной. См., например, Warpinski N.F. and Teufel L.W., "Influence of geologic discontinuous on hydraulic fracture propagation", JPT, Feb., 209-220 (1987) (в дальнейшем "Warpinski и Teufel") и Warpinski N.R. and Branagan P.T., "Altered-stress fracturing", SPE JPT, September, 1989, 990-997 (1989), полные содержания источников включены в эту заявку путем ссылки). Чистое давление (или более точно, давление, при котором раскрывается данная трещина) может вызывать сжимающее напряжение в направлении, перпендикулярном к трещине, вдобавок к минимальному локальному напряжению, которое может быть равно чистому давлению на поверхности трещины, но быстро спадает с расстоянием от трещины.For the limited case of a vertical crack of infinite length and constant finite height, one can obtain an analytical expression for the stress field caused by an open crack. See, for example, Warpinski N.F. and Teufel L.W., "Influence of geologic discontinuous on hydraulic fracture propagation", JPT, Feb., 209-220 (1987) (hereinafter Warpinski and Teufel) and Warpinski N.R. and Branagan P.T., "Altered-stress fracturing", SPE JPT, September, 1989, 990-997 (1989), the full contents of the sources are incorporated into this application by reference). The net pressure (or more precisely, the pressure at which the crack opens) can cause compressive stress in the direction perpendicular to the crack, in addition to the minimum local stress, which can be equal to the net pressure on the surface of the crack, but quickly decreases with distance from the crack.
На расстоянии сверх одной высоты трещины наведенное напряжение может быть всего лишь небольшой частью чистого давления. Поэтому термин «тень напряжения» можно использовать для описания этого возрастания напряжения в области, окружающей трещину. Если вторую трещину гидравлического разрыва создают параллельно существующей открытой трещине и если она попадает в тень напряжения (то есть расстояние до существующей трещине меньше, чем высота трещины), то в результате вторая трещина фактически будет воспринимать напряжение смыкания, превышающее исходное локальное напряжение. Вследствие этого более высокое давление может потребоваться для развития трещины и/или трещина может иметь меньшую ширину по сравнению с шириной соответствующей единственной трещины.At a distance in excess of one crack height, the induced stress can be just a small part of the net pressure. Therefore, the term “stress shadow” can be used to describe this increase in stress in the region surrounding the crack. If the second hydraulic fracture is created parallel to the existing open crack and if it falls into the shadow of the stress (i.e., the distance to the existing crack is less than the height of the crack), then the second crack will actually perceive a closing stress exceeding the initial local stress. As a consequence, a higher pressure may be required to develop the crack and / or the crack may have a smaller width than the width of the corresponding single crack.
Одно применение анализа тени напряжения может включать в себя расчет и оптимизацию расстояний между многочисленными трещинами, одновременно развивающимися от горизонтальной буровой скважины. В глинистых пластах с очень низкой проницаемостью трещины можно располагать близко друг к другу для эффективного дренирования коллектора. Однако эффект тени напряжения может препятствовать развитию трещины в непосредственной близости от других трещин (см., например, Fisher M.К., Heinze J.R., Harris CD., Davidson Β.M., Wright С.A. and Dunn К.P., "Optimizing horizontal completion technique in the Barnett shale using microseismic fracture mapping", SPE 90051, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, 26-29 September 2004, полное содержание источника включено в эту заявку путем ссылки).One application of stress shadow analysis may include calculating and optimizing distances between multiple fractures that are simultaneously developing from a horizontal borehole. In clay formations with very low permeability, cracks can be located close to each other for efficient drainage of the reservoir. However, the effect of the stress shadow can inhibit the development of a crack in the immediate vicinity of other cracks (see, for example, Fisher M.K., Heinze JR, Harris CD., Davidson Β.M., Wright C.A. and Dunn K.P. , "Optimizing horizontal completion technique in the Barnett shale using microseismic fracture mapping", SPE 90051, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, 26-29 September 2004, the full contents of the source are incorporated into this application by reference).
Ранее выполнялись исследования взаимного влияния параллельных трещин (см., например, Warpinski и Teufel; Britt L.K. and Smith M.В., "Horizontal well completion, stimulation, optimization and risk mitigation", Paper SPE 125526, presented at the 2009 SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, September 23-25, 2009; Cheng Y, 2009, "Boundary element analysis of the stress distribution around multiple fractures: Implications for the spacing of perforation clusters of hydraulically fractured horizontal wells", Paper SPE 125769, presented at the 2009 SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, September 23-25, 2009; Meyer B.R. and Bazan L.W, "A discrete fracture network model for hydraulically induced fractures: Theory, parametric and case studies, Paper SPE 140514, presented at the SPE Hydraulic Fracturing Conference and Exhibition, Woodlands, Texas, USA, January 24-26, 2011; Roussel N.P. and Sharma M.M., "Optimizing fracture spacing and sequencing in horizontal-well fracturing", SPEPE, May, 2011, pp.173-184, полные содержания источников включены в эту заявку путем ссылки). Исследования охватывают параллельные трещины в статических состояниях.Studies on the mutual influence of parallel cracks have been performed previously (see, for example, Warpinski and Teufel; Britt LK and Smith M.V., "Horizontal well completion, stimulation, optimization and risk mitigation", Paper SPE 125526, presented at the 2009 SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, September 23-25, 2009; Cheng Y, 2009, "Boundary element analysis of the stress distribution around multiple fractures: Implications for the spacing of perforation clusters of hydraulically fractured horizontal wells", Paper SPE 125769, presented at the 2009 SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, September 23-25, 2009; Meyer BR and Bazan LW, "A discrete fracture network model for hydraulically induced fractures: Theory, parametric and case studies, Paper SPE 140514, presented at the SPE Hydraulic Fracturing Conference and Exhibition, Woodlands, Texas, USA, January 24-26, 2011; Roussel NP and Sharma MM, "Optimizing frac ture spacing and sequencing in horizontal-well fracturing ", SPEPE, May, 2011, pp. 173-184, the full contents of the sources are incorporated into this application by reference). Studies cover parallel cracks in static conditions.
Результатом действия тени напряжения может быть меньшая ширина трещин в средней области многочисленных параллельных трещин вследствие повышенных сжимающих напряжений от соседних трещин (см., например, Germanovich L.N. and Astakhov D., "Fracture closure in extension and mechanical interaction of parallel joints", J. Geophys. Res., 109, B02208, doi: 10.1029/2002, JB002131 (2004); Olson J.E., "Multi-fracture propagation modeling: Applications to hydraulic fracturing in shales and tight sands", 42nd US Rock Mechanics Symposium and 2nd US-Canada Rock Mechanics Symposium, San Francisco, CA, June 29 - July 2, 2008, полные содержания источников включены в эту заявку путем ссылки). Когда многочисленные трещины развиваются одновременно, распределение скоростей втекания в трещины может быть динамическим процессом и может находиться под влиянием чистого давления трещин. Чистое давление может сильно зависеть от ширины трещины и следовательно, влияние тени давления на распределение скоростей втекания и размеры трещин нуждаются в дальнейшем исследовании.The result of the stress shadow can be a smaller crack width in the middle region of numerous parallel cracks due to increased compressive stresses from neighboring cracks (see, for example, Germanovich LN and Astakhov D., "Fracture closure in extension and mechanical interaction of parallel joints", J. Geophys. Res., 109, B02208, doi: 10.1029 / 2002, JB002131 (2004); Olson JE, "Multi-fracture propagation modeling: Applications to hydraulic fracturing in shales and tight sands", 42nd US Rock Mechanics Symposium and 2nd US- Canada Rock Mechanics Symposium, San Francisco, CA, June 29 - July 2, 2008, full contents of the sources are incorporated into this application by reference). When multiple cracks develop simultaneously, the distribution of the rates of flow into the cracks can be a dynamic process and can be influenced by the net pressure of the cracks. The net pressure can strongly depend on the width of the crack and, therefore, the influence of the pressure shadow on the distribution of the inflow velocities and the size of the cracks needs further investigation.
Кроме того, динамика одновременно развивающихся многочисленных трещин может зависеть от относительных положений первоначальных трещин. Если трещины параллельны, например в случае многочисленных трещин, которые ортогональны к горизонтальной буровой скважине, трещины могут отталкиваться друг от друга, в результате чего будет происходить искривление трещин наружу. Однако, если многочисленные трещины расположены эшелоном, например трещины, начинающиеся от горизонтальной буровой скважины, не перпендикулярные к плоскости разрыва, взаимодействие между соседними трещинами может быть таким, что их концы будут притягиваться друг к другу и даже соединяться (см., например, Olson J.Ε., "Fracture mechanics analysis of joints and veins", PhD dissertation, Stanford University, San Francisco, California (1990); Yew CH., Mear Μ. Ε., Chang С.С.and Zhang X.С, "On perforation and fracturing of deviated cased wellbores", Paper SPE 26514, presented at SPE 68th Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, Oct. 3-6 (1993); Weng X., "Fracture initiation and propagation from deviated wellbores", Paper SPE 26597, presented at SPE 68th Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, Oct. 3-6 (1993), полные содержания источников включены в эту заявку путем ссылки).In addition, the dynamics of simultaneously developing multiple cracks may depend on the relative positions of the initial cracks. If the cracks are parallel, for example in the case of multiple cracks that are orthogonal to the horizontal borehole, the cracks can repel from each other, resulting in a curvature of the cracks to the outside. However, if multiple cracks are spaced, for example, cracks starting from a horizontal borehole that are not perpendicular to the fracture plane, the interaction between adjacent cracks can be such that their ends are attracted to each other and even join (see, for example, Olson J .Ε., "Fracture mechanics analysis of joints and veins", PhD dissertation, Stanford University, San Francisco, California (1990); Yew CH., Mear Μ. Ε., Chang C.C. and Zhang X.C., On perforation and fracturing of deviated cased wellbores ", Paper SPE 26514, presented at SPE 68th Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, Oct. 3-6 (1993); Weng X.," Fracture initiation and propagation from deviated wellbores " , Pa per SPE 26597, presented at SPE 68th Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, Oct. 3-6 (1993), full contents of the sources are incorporated into this application by reference).
Когда трещина гидравлического разрыва пересекает вторичную трещину, ориентированную в другом направлении, она может вызывать дополнительное напряжение смыкания вторичной трещины, которое пропорционально чистому давлению. Это напряжение можно определять и учитывать в расчете давления раскрытия трещины при анализе зависимой от давления утечки в трещиноватом пласте (см., например, Nolte К., "Fracturing pressure analysis for nonideal behavior", JPT, Feb. 1991, 210-218 (SPE 20704) (1991) (в дальнейшем "Nolte 1991"), полное содержание источника включено в эту заявку путем ссылки).When a hydraulic fracture crosses a secondary crack oriented in the other direction, it can cause an additional closing stress of the secondary crack, which is proportional to the net pressure. This stress can be determined and taken into account when calculating the crack opening pressure when analyzing a pressure-dependent leak in a fractured formation (see, for example, Nolte K., "Fracturing pressure analysis for nonideal behavior", JPT, Feb. 1991, 210-218 (SPE 20704) (1991) (hereinafter "Nolte 1991"), the full contents of the source are incorporated into this application by reference).
Для более сложных трещин можно предложить сочетание взаимодействий различных трещин, рассмотренных выше. Для надлежащего учета этих взаимодействий и сохранения вычислительной эффективности с тем, чтобы их можно было включить в модель системы сложных трещин, можно создать соответствующую основу моделирования. Способ, основанный на усовершенствованном двумерном методе разрывных смещений (ДМРС), можно использовать для вычисления напряжений, наводимых на данную трещину и породу из остальной части системы сложных трещин (см., например, Olson J.Ε., "Predicting Fracture Swarms - The Influence of Sub critical Crack Growth and the Crack-Tip Process Zone on Joints Spacing in Rock. In The Initiation, Propagation and Arrest of Joints and Other Fractured, ed. J.W. Cosgrove and T. Engelder, Geological Soc. Special Publications, London, 231, 71-78 (2004) (в дальнейшем "Olson 2004"), полное содержание источника включено в эту заявку путем ссылки). Кроме того, поворот трещины можно моделировать на основании изменяющегося направления локального напряжения перед концом развивающейся трещины. Представлены результаты моделирования из нетрадиционной модели трещин, которые включают в себя моделирование взаимодействия.For more complex cracks, a combination of the interactions of the various cracks discussed above can be proposed. To properly account for these interactions and maintain computational efficiency so that they can be included in the model of a complex crack system, an appropriate modeling framework can be created. The method, based on the advanced two-dimensional method of discontinuous displacements (DLS), can be used to calculate stresses induced on a given crack and rock from the rest of the complex crack system (see, for example, Olson J.Ε., "Predicting Fracture Swarms - The Influence of Sub critical Crack Growth and the Crack-Tip Process Zone on Joints Spacing in Rock. In The Initiation, Propagation and Arrest of Joints and Other Fractured, ed. JW Cosgrove and T. Engelder, Geological Soc. Special Publications, London, 231, 71-78 (2004) (hereinafter "Olson 2004"), the full content of the source is incorporated into this application by reference). In addition, the crack rotation can be modeled on the basis of and the changing direction of local stress in front of the end of the developing crack.The results of modeling from an unconventional model of cracks, which include modeling of interaction, are presented.
Описание нетрадиционной модели трещинDescription of the unconventional model of cracks
Для моделирования развития системы сложных трещин, которая состоит из многих пересекающихся трещин, можно использовать уравнения, определяющие основополагающие физические свойства процесса образования трещин. Основные определяющие уравнения могут включать в себя, например, уравнения, определяющие втекание жидкости в систему трещин, уравнения, определяющие деформацию трещин, и критерий развития/взаимодействия трещин.To simulate the development of a system of complex cracks, which consists of many intersecting cracks, one can use equations that determine the fundamental physical properties of the crack formation process. The main constitutive equations may include, for example, equations determining the flow of fluid into a system of cracks, equations determining the deformation of cracks, and a criterion for the development / interaction of cracks.
Для уравнения непрерывности предполагается, что поток жидкости проходит по системе трещин с сохранением массы в соответствии с:For the continuity equation, it is assumed that the fluid flow passes through a system of cracks while maintaining mass in accordance with:
где q - локальная скорость потока внутри трещины гидравлического разрыва вдоль длины,
Свойства рабочей жидкости можно определить показателем n′ степени (показателем движения жидкости) и показателем К′ консистенции. Поток жидкости через набивку проппанта может быть ламинарным, турбулентным или потоком Дарси и соответственно может описываться различными законами. Для общего случая одномерного ламинарного потока в любом данном ответвлении трещины можно использовать закон Пуазейля (см., например, Nolte, 1991):The properties of the working fluid can be determined by an exponent n ′ (an indicator of fluid motion) and an indicator K ′ consistency. The fluid flow through the proppant pack may be laminar, turbulent, or Darcy flow, and may accordingly be described by various laws. For the general case of a one-dimensional laminar flow in any given crack branch, one can use the Poiseuille law (see, for example, Nolte, 1991):
гдеWhere
В данном случае w(z) представляет ширину трещины как функцию глубины при текущем положении s, α - коэффициент, n′ показатель степени (показатель консистенции жидкости), ϕ - функция формы и dz - приращение интегрирования в формуле вдоль высоты трещины.In this case, w (z) represents the crack width as a function of depth at the current position s, α is the coefficient, n is an exponent (fluid consistency index), ϕ is the shape function, and dz is the integration increment in the formula along the crack height.
Ширину трещины можно связать с давлением жидкости через уравнение упругости. Упругие свойства породы (которую большей частью можно считать однородным, изотропным, линейным упругим материалом) можно определить через модуль Е Юнга и отношение v Пуассона. В случае вертикальной трещины в слоистой среде с переменным минимальным горизонтальным напряжением σh(x, y, z) и давлением р жидкости профиль (w) ширины можно определить из аналитического решения в виде:The width of the crack can be related to the fluid pressure through the equation of elasticity. The elastic properties of the rock (which for the most part can be considered homogeneous, isotropic, linear elastic material) can be determined through Young's modulus E and Poisson's ratio v. In the case of a vertical crack in a layered medium with an alternating minimum horizontal stress σ h (x, y, z) and fluid pressure p, the profile (w) of the width can be determined from the analytical solution in the form:
где w - ширина трещины в точке с пространственными координатами х, у, z (координатами центра элемента трещины); р(х, у) - давление жидкости, H - высота элемента трещины и z - вертикальная координата вдоль элемента трещины в точке (х, у).where w is the crack width at a point with spatial coordinates x, y, z (coordinates of the center of the element of the crack); p (x, y) is the fluid pressure, H is the height of the crack element and z is the vertical coordinate along the crack element at the point (x, y).
Поскольку высота трещин может изменяться, в систему определяющих уравнений можно также включить вычисление прироста высоты, описанное, например, в Kresse 2011.Since the height of the cracks can vary, a calculation of the height increment described, for example, in Kresse 2011 can also be included in the system of governing equations.
В дополнение к уравнениям, представленным выше, может удовлетворяться глобальное условие баланса объемов:In addition to the equations presented above, the global condition of volume balance can be satisfied:
где gL - скорость утечки жидкости, Q(t) - зависимая от времени скорость нагнетания, H(s, t) - высота трещины в точке s(x, y) пространства и в момент t времени, ds - приращение длины при интегрировании по длине трещины, dh1 - приращение высоты утечки, HL - высота утечки и s0 - коэффициент струйных потерь. Уравнением (5) устанавливается, что общий объем жидкости, закачанной в течение времени t, равен объему жидкости в системе трещин и объему, вытекшему из трещин к моменту t времени. В данном случае L(t) представляет общую длину развившихся трещин гидравлического разрыва к моменту t времени и S0 - коэффициент струйных потерь. Для граничных условий может потребоваться, чтобы скорость потока, чистое давление и ширина трещин были равны нулю на концах всех трещин.where g L is the fluid leakage rate, Q (t) is the time-dependent injection rate, H (s, t) is the crack height at the point s (x, y) of space and at time t, ds is the length increment when integrated over crack length, dh 1 is the increment of the leakage height, H L is the leakage height and s 0 is the jet loss coefficient. Equation (5) establishes that the total volume of fluid injected during time t is equal to the volume of fluid in the system of cracks and the volume flowing out of the cracks at time t. In this case, L (t) represents the total length of the developed hydraulic fractures at time t and S 0 is the jet loss coefficient. For boundary conditions, it may be required that the flow rate, net pressure, and crack width be zero at the ends of all cracks.
Систему уравнений 1-5 вместе с начальными и граничными условиями можно использовать для представления системы определяющих уравнений. Объединение этих уравнений и дискретизация системы трещин на небольшие элементы может приводить к нелинейной системе уравнений с учетом давления р жидкости в каждом элементе, упрощающейся при f(р)=0, которую можно решить при использовании демпфированного метода Ньютона-Рафсона.The system of equations 1-5 together with the initial and boundary conditions can be used to represent the system of governing equations. The combination of these equations and the discretization of the system of cracks into small elements can lead to a nonlinear system of equations taking into account the fluid pressure p in each element, which simplifies at f (p) = 0, which can be solved using the damped Newton-Raphson method.
Взаимодействие трещин можно учитывать при моделировании развития трещин гидравлического разрыва в коллекторах с естественными трещинами. Оно включает в себя, например, взаимодействие между трещинами гидравлического разрыва и естественными трещинами, а также взаимодействие между трещинами гидравлического разрыва. Для взаимодействия между трещинами гидравлического разрыва и естественными трещинами в нетрадиционной модели трещин можно реализовать полуаналитический критерий пересечения при использовании, например, подхода, описанного в Gu и Weng 2010 и в Gu и соавторы 2011.The interaction of cracks can be taken into account when modeling the development of hydraulic fractures in reservoirs with natural fractures. It includes, for example, the interaction between hydraulic fractures and natural fractures, as well as the interaction between hydraulic fractures. For the interaction between hydraulic fractures and natural fractures in an unconventional model of fractures, a semi-analytical intersection criterion can be implemented using, for example, the approach described in Gu and Weng 2010 and in Gu et al. 2011.
Моделирование тени напряженияStress shadow modeling
В случае параллельных трещин тень напряжения можно представить суперпозицией напряжений от соседних трещин. На фиг. 2 схематично показана двумерная трещина 200 в системе координат, имеющей ось х и ось у. Различные точки вдоль двумерной трещины, такие как первый конец в h/2, второй конец в -h/2 и средняя точка, соединены линиями с точкой (х, у) наблюдения. Линии L, L1, L2 проходят под углами θ, θ1, θ2 от точек вдоль двумерной трещины до точки наблюдения.In the case of parallel cracks, the stress shadow can be represented as a superposition of stresses from neighboring cracks. In FIG. 2 schematically shows a two-
Поле напряжений вокруг двумерной трещины с внутренним давлением р можно вычислить при использовании, например, способов, описанных в Warpinski и Teufel. Напряжение σх, которое влияет на ширину, можно вычислить из:The stress field around a two-dimensional crack with an internal pressure p can be calculated using, for example, the methods described in Warpinski and Teufel. The stress σ x , which affects the width, can be calculated from:
гдеWhere
и где σх - напряжение в направлении х, р - внутреннее давление и - координаты и расстояния из фиг. 2, нормированные на полувысоту h/2 трещины. Поскольку σх изменяется в направлении у, а также в направлении х, напряжение, усредненное по высоте трещины, можно использовать при вычислении тени напряжения.and where σ x is the stress in the x direction, p is the internal pressure, and - coordinates and distances from FIG. 2, normalized to half maximum h / 2 cracks. Since σ x varies in the y direction, as well as in the x direction, the stress averaged over the height of the crack can be used in calculating the stress shadow.
Аналитическое уравнение, приведенное выше, можно использовать при вычислении среднего эффективного напряжения одной трещины, действующего на соседнюю параллельную трещину, и его можно включать в эффективное напряжение смыкания, действующее на эту трещину.The analytical equation given above can be used to calculate the average effective stress of a single crack acting on an adjacent parallel crack, and it can be included in the effective closing stress acting on this crack.
Трещины могут быть ориентированы по различным направлениям и могут пересекаться друг с другом в системах более сложных трещин. На фиг. 3.1 показана система 300 сложных трещин с отображением эффектов тени напряжения. Система 300 трещин включает в себя трещины 303 гидравлического разрыва, продолжающиеся от буровой скважины 304 и взаимодействующие с другими трещинами 305 в системе 300 трещин.Cracks can be oriented in different directions and can intersect with each other in systems of more complex cracks. In FIG. 3.1 shows a
Более общий способ можно использовать для вычисления эффективного напряжения, действующего на любое ответвление трещины от остальной части системы трещин. В нетрадиционной модели трещин механические взаимодействия между трещинами можно моделировать на основе двумерного метода разрывных смещений (ДМРС) (Olson 2004), чтобы вычислять наведенные напряжения (см., например, фиг. 3.1).A more general method can be used to calculate the effective stress acting on any branch of a crack from the rest of the crack system. In an unconventional model of cracks, the mechanical interactions between cracks can be modeled using the two-dimensional method of discontinuous displacements (DLS) (Olson 2004) to calculate induced stresses (see, for example, Fig. 3.1).
Двумерное решение разрывных смещений при плоской деформации (см., например, Crouch S.L. and Starfield A.M., Boundary element methods in solid mechanics, George Allen and Unwin Ltd, London, Fisher, M.K. (1983) (в дальнейшем Crouch и Starfield 1983), полное содержание источника включено в эту заявку путем ссылки) можно использовать для описания нормального и сдвигового напряжений (σn и σх), действующих на один элемент трещины, наводимых разрывными раскрывающими и сдвигающими смещениями (Dn и Ds) со всех элементов трещины. Для учета трехмерного эффекта, обусловленного конечной высотой трещин, можно использовать подход Olson 2004, чтобы получать трехмерный поправочный коэффициент для коэффициентов Сij влияния в сочетании с модифицированными уравнениями упругости из двумерного метода разрывных смещений:Two-dimensional solution of discontinuous displacements in plane deformation (see, for example, Crouch SL and Starfield AM, Boundary element methods in solid mechanics, George Allen and Unwin Ltd, London, Fisher, MK (1983) (hereinafter Crouch and Starfield 1983), complete the content of the source is incorporated into this application by reference) can be used to describe the normal and shear stresses (σ n and σ x ) acting on one element of the crack induced by discontinuous revealing and shear displacements (D n and D s ) from all elements of the crack. To take into account the three-dimensional effect due to the finite crack height, the Olson 2004 approach can be used to obtain a three-dimensional correction coefficient for the influence coefficients C ij in combination with modified elasticity equations from the two-dimensional method of discontinuous displacements:
где А - матрица коэффициентов влияния, представленных в уравнении (9), N - суммарное число элементов в системе, взаимодействие которых учитывается, i - рассматриваемый элемент и j=1,N - другие элементы в системе, влияние которых на напряжения элемента i вычисляют; и где Сij - двумерные коэффициенты влияния упругости при плоской деформации. Эти выражения можно найти в Crouch и Starfield 1983.where A is the matrix of influence coefficients presented in equation (9), N is the total number of elements in the system whose interaction is taken into account, i is the element in question and j = 1, N are other elements in the system whose influence on the voltage of element i is calculated; and where C ij are the two-dimensional coefficients of the effect of elasticity during plane deformation. These expressions can be found in Crouch and Starfield 1983.
Элементами i и j на фиг. 3.1 схематично показаны переменные i и j из уравнения (8). Разрывы Ds и Dn, относящиеся к элементу j, также показаны на фиг. 3.2. Dn может быть таким же, как ширина щели, а напряжение s сдвига может быть равно 0, как показано. Разрыв смещения элемента j создает напряжение на элементе i, показанное как σs и σn.Elements i and j in FIG. Figure 3.1 schematically shows the variables i and j from equation (8). Gaps D s and D n related to element j are also shown in FIG. 3.2. D n may be the same as the slot width, and shear stress s may be 0, as shown. The discontinuity discontinuity of the element j creates a voltage on the element i, shown as σ s and σ n .
Трехмерный поправочный коэффициент, предложенный в Olson 2004, можно представить в следующем виде:The three-dimensional correction factor proposed in Olson 2004 can be represented as follows:
где h - высота трещины, dij - расстояние между элементами i и j, α и β - подгоняемые параметры. Уравнение (9) показывает, что трехмерный поправочный коэффициент может приводить к ослаблению взаимодействия между любыми двумя элементами трещины при увеличении расстояния.where h is the crack height, d ij is the distance between elements i and j, α and β are adjustable parameters. Equation (9) shows that a three-dimensional correction factor can lead to a weakening of the interaction between any two elements of the crack with increasing distance.
В нетрадиционной модели трещин на каждом временном шаге можно вычислять дополнительные наведенные напряжения, обусловленные эффектами тени напряжения. Можно предположить, что в любой момент времени ширина щели равна нормальным разрывам (Dn) смещений, а напряжение сдвига на поверхности трещины равно нулю, то есть , . При подстановке этих двух условии в уравнение (8) можно найти разрывы (Ds) сдвиговых смещений и нормальное напряжение (σn), наводимое на каждый элемент трещины.In the unconventional model of cracks, at each time step, additional induced stresses due to stress shadow effects can be calculated. It can be assumed that at any time, the gap width is equal to the normal discontinuity discontinuities (D n ), and the shear stress on the surface of the crack is zero, i.e. , . Substituting these two conditions into equation (8), one can find discontinuity discontinuities (D s ) and normal stress (σ n ) induced on each element of the crack.
Влияния напряжений, наводимых тенью напряжения, на картину развития системы трещин можно описать в два приема. Во-первых, во время итерации давления и ширины исходные локальные напряжения на каждом элементе трещины можно модифицировать путем добавления нормального напряжения, обусловленного эффектом тени напряжения. Это может непосредственно влиять на давление разрыва и распределение ширины, что может привести к изменению роста трещин. Во-вторых, при включении напряжений, наведенных тенью напряжения (нормальных и сдвиговых напряжений), поля локальных напряжений перед развивающимися концами также могут изменяться, что может вызывать отклонение направления локального главного напряжения от исходного направления локального напряжения. Это изменяемое направление локального главного напряжения может приводить к повороту трещины из исходной плоскости развития и также может влиять на картину развития системы трещин.The influence of stresses induced by the stress shadow on the picture of the development of a system of cracks can be described in two ways. First, during the iteration of pressure and width, the initial local stresses on each element of the crack can be modified by adding the normal stress due to the effect of the stress shadow. This can directly affect the fracture pressure and the width distribution, which can lead to a change in crack growth. Secondly, when the stresses induced by the stress shadow (normal and shear stresses) are turned on, the local stress fields in front of the developing ends can also change, which can cause a deviation of the direction of the local principal stress from the initial direction of the local stress. This variable direction of the local principal stress can lead to the rotation of the crack from the initial plane of development and can also affect the picture of the development of the system of cracks.
Проверка достоверности модели тени напряженияValidation of the voltage shadow model
Проверка достоверности нетрадиционной модели трещин для случаев трещин с двумя крыльями можно выполнить при использовании, например, методики Weng 2011 или Kresse 2011. Кроме того, проверку достоверности можно выполнить при использовании способа моделирования тени напряжения. Как предложено, например, в Itasca Consulting Group Inc., 2002, FLAC3D (Fast Lagrangian Analysis if Continua in 3 Dimensions), Version 2.1, Minneapolis: ICG (2002) (в дальнейшем "Itasca 2002"), результаты двумерного метода разрывных смещений можно сравнивать с результатами трехмерного быстрого анализа Лагранжа непрерывных сред.The validation of the unconventional model of cracks for cases of cracks with two wings can be performed using, for example, the methods of Weng 2011 or Kresse 2011. In addition, the validation can be performed using the method of modeling the stress shadow. As suggested, for example, in Itasca Consulting Group Inc., 2002, FLAC3D (Fast Lagrangian Analysis if Continua in 3 Dimensions), Version 2.1, Minneapolis: ICG (2002) (hereinafter “Itasca 2002”), the results of the two-dimensional discontinuous displacement method can be compare with the results of a three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous media.
Сравнение усовершенствованного двумерного метода разрывных смещений с трехмерным быстрым анализом Лагранжа непрерывных средComparison of the advanced two-dimensional method of discontinuous displacements with three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous media
Трехмерные поправочные коэффициенты, предложенные в Olson 2004, содержат две эмпирические постоянные, α и β. Значения α и β можно калибровать путем сравнения напряжений, получаемых в результате численных решений (усовершенствованным двумерным методом разрывных смещений), с напряжениями из аналитического решения для плоско деформированной трещины с бесконечной длиной и бесконечной высотой. Достоверность модели можно дополнительно проверять сравнением результатов для двух параллельных прямолинейных трещин с конечной длиной и высотой из двумерной модели разрывных смещений с полными трехмерными численными решениями при использовании, например, трехмерного быстрого анализа Лагранжа непрерывных сред.The three-dimensional correction factors proposed in Olson 2004 contain two empirical constants, α and β. The values of α and β can be calibrated by comparing the stresses obtained as a result of numerical solutions (by the improved two-dimensional method of discontinuous displacements) with the stresses from the analytical solution for a plane-deformed crack with infinite length and infinite height. The reliability of the model can be additionally verified by comparing the results for two parallel rectilinear cracks with a finite length and height from a two-dimensional model of discontinuous displacements with full three-dimensional numerical solutions using, for example, three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous media.
Задача проверки достоверности показана на фиг. 4. На фиг. 4 показано схематичное представление 400 для сравнения усовершенствованного двумерного метода разрывных смещений с трехмерным быстрым анализом Лагранжа непрерывных сред применительно к случаю двух параллельных прямолинейных трещин. Как показано на фиг. 4, две параллельные трещины 407.1, 407.2 подвергаются воздействию напряжений σх, σy вдоль осей х, у координат. Трещины имеют длину 2Lxf и давление p1, р2 разрыва, соответственно. Трещины находятся на расстоянии s друг от друга.The validation task is shown in FIG. 4. In FIG. 4 is a schematic diagram 400 for comparing an advanced two-dimensional method of discontinuous displacements with a three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous media in the case of two parallel rectilinear cracks. As shown in FIG. 4, two parallel cracks 407.1, 407.2 are exposed to stresses σ x , σ y along the x-axis, y coordinates. The cracks have a length of 2L xf and a burst pressure p 1 , r 2 , respectively. Cracks are at a distance s from each other.
При трехмерном быстром анализе Лагранжа непрерывных сред трещину можно моделировать как две поверхности на одном и том же месте, но с не присоединенными точками сеток. Постоянное внутреннее давление жидкости может быть приложено к сеткам как нормальное напряжение. Кроме того, трещины могут подвергаться воздействию удаленных напряжений, σх и σy. Две трещины могут иметь одинаковые длину и высоту при отношении высоты к половине длины, равном 0,3.In the three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous media, a crack can be modeled as two surfaces in the same place, but with no grid points attached. Constant internal fluid pressure can be applied to the grids as normal stress. In addition, cracks can be exposed to distant stresses, σ x and σ y . Two cracks can have the same length and height with a height to half ratio of 0.3.
Можно сравнить напряжения вдоль оси к (y=0) и оси у (х=0). Как показано для сравнения на фиг. 5.1-5.3, можно моделировать две близко расположенные трещины (s/h=0,5). Эти фигуры даны для сравнения усовершенствованного двумерного метода разрывных смещений и трехмерного быстрого анализа Лагранжа непрерывных сред: напряжений вдоль оси х (y=0) и оси у (х=0).You can compare stresses along the k axis (y = 0) and the y axis (x = 0). As shown for comparison in FIG. 5.1-5.3, two closely spaced cracks can be simulated (s / h = 0.5). These figures are given to compare the advanced two-dimensional method of discontinuous displacements and three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous media: stresses along the x axis (y = 0) and the y axis (x = 0).
Эти фигуры включают в себя графики 500.1, 500.2, 550.3, соответственно, иллюстрирующие σy вдоль оси y, σх вдоль оси y и σy вдоль оси х, соответственно, для продолженных трещин, полученные двумерным методом разрывных смещений и трехмерным быстрым анализом Лагранжа непрерывных сред. На фиг. 5.1 показаны графики σx/р (по оси у) в зависимости от нормированного расстояния от трещины (по оси х), полученные при использовании двумерного метода разрывных смещений (ДМРС) и трехмерного быстрого анализа Лагранжа непрерывных сред (ТБАЛНС). На фиг. 5.2 показаны графики σх/р (по оси y) в зависимости от нормированного расстояния от трещины (по оси х), полученные при использовании двумерного метода разрывных смещений (ДМРС) и трехмерного быстрого анализа Лагранжа непрерывных сред (ТБАЛНС). На фиг. 5.3 показаны графики σy/р (по оси y) в зависимости от нормированного расстояния от трещины (по оси х), полученные при использовании двумерного метода разрывных смещений (ДМРС) и трехмерного быстрого анализа Лагранжа непрерывных сред (ТБАЛНС). Положение Lf конца трещины показано вдоль линии x/h.These figures include graphs 500.1, 500.2, 550.3, respectively, illustrating σ y along the y axis, σ x along the y axis, and σ y along the x axis, respectively, for extended cracks obtained by the two-dimensional method of discontinuous displacements and three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous wednesday In FIG. Figure 5.1 shows graphs of σ x / p (along the y axis) versus the normalized distance from the crack (along the x axis) obtained using the two-dimensional method of discontinuous displacements (DLS) and three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous media (TBALNS). In FIG. Figure 5.2 shows graphs of σ x / p (along the y axis) versus the normalized distance from the crack (along the x axis) obtained using the two-dimensional method of discontinuous displacements (DLS) and three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous media (TBALNS). In FIG. Figure 5.3 shows graphs of σ y / p (along the y axis) versus the normalized distance from the crack (along the x axis) obtained using the two-dimensional method of discontinuous displacements (DLS) and three-dimensional fast Lagrange analysis of continuous media (TBALNS). The position L f of the end of the crack is shown along the x / h line.
Как показано на фиг. 5.1-5.3, напряжения, моделированные на основании усовершенствованного двумерного метода разрывных смещений при использовании трехмерного поправочного коэффициента, очень хорошо согласуются с напряжениями из результатов полной трехмерной имитационной модели, которые показывают, что поправочный коэффициент позволяет получать трехмерный эффект на основании высоты трещины в поле напряжений.As shown in FIG. 5.1-5.3, the stresses modeled on the basis of the advanced two-dimensional method of discontinuous displacements using the three-dimensional correction factor are very well consistent with the stresses from the results of the full three-dimensional simulation model, which show that the correction coefficient allows to obtain a three-dimensional effect based on the height of the crack in the stress field.
Сравнение с моделью CSIROComparison with CSIRO Model
Достоверность нетрадиционной модели трещин, которая включает в себя усовершенствованный двумерный метод разрывных смещений, можно проверить сравнением с полной двумерной имитационной моделью разрывных смещений от CSIRO (организация содружества по научным и промышленным исследованиям) (см., например, Zhang X., Jeffrey R.G. and Thiercelin M., 2007, "Deflection and propagation of fluid-driven fractures at frictional bedding interfaces: A numerical investigation", Journal of Structural Geology, 29: 396-410 (в дальнейшем "Zhang 2007"), полное содержание источника включено в эту заявку путем ссылки). Такой подход можно использовать, например, в ограниченном случае очень большой высоты трещины, поскольку в двумерном методе разрывных смещений не учитываются трехмерные эффекты высоты трещин.The validity of an unconventional model of cracks, which includes an advanced two-dimensional method of discontinuous displacements, can be verified by comparing with the full two-dimensional simulation model of discontinuous displacements from CSIRO (Organization of the Commonwealth for Scientific and Industrial Research) (see, for example, Zhang X., Jeffrey RG and Thiercelin M., 2007, "Deflection and propagation of fluid-driven fractures at frictional bedding interfaces: A numerical investigation", Journal of Structural Geology, 29: 396-410 (hereinafter "Zhang 2007"), the full contents of the source are included in this application by reference). This approach can be used, for example, in the limited case of a very large crack height, since the three-dimensional effects of crack height are not taken into account in the two-dimensional method of discontinuous displacements.
Можно использовать сравнение влияния двух близко развивающихся трещин на другие траектории развития. Развитие двух трещин гидравлического разрыва, возникающих параллельно друг другу (развитие по направлению локального максимального напряжения), можно моделировать для таких конфигураций, как: 1) точки инициирования на вершинах друг друга и удаление друг от друга при изотропном напряжении; и 2) анизотропные напряжения в дальнем поле. Траекторию развития трещин и давление внутри каждой трещины при входных данных, приведенных в таблице 1, можно сравнивать для нетрадиционной модели трещин и кода CSIRO.A comparison of the influence of two closely developing cracks on other development paths can be used. The development of two hydraulic fractures that occur parallel to each other (development in the direction of the local maximum stress) can be modeled for such configurations as: 1) initiation points on tops of each other and distance from each other under isotropic stress; and 2) anisotropic far field voltages. The crack propagation path and pressure inside each fracture for the input data given in Table 1 can be compared for an unconventional fracture model and CSIRO code.
Когда две трещины инициируют параллельно друг другу при разнесении точек инициирования на dx=0, dy=33 фута (10,1 м) (максимальное горизонтальное поле напряжений ориентировано в направлении х), они могут отклоняться друг от друга вследствие эффекта тени напряжения.When two cracks initiate parallel to each other when the initiation points are separated by dx = 0, dy = 33 feet (10.1 m) (the maximum horizontal stress field is oriented in the x direction), they can deviate from each other due to the stress shadow effect.
Траектории развития в случае изотропных и анизотропных полей напряжений показаны на фиг. 6.1 и 6.2. Эти фигуры представляют собой графики 600.1 и 600.2, показывающие траектории развития двух первоначально параллельных трещин 609.1 и 609.2 в изотропном и анизотропном полях напряжений, соответственно. Трещины 609.1 и 609.2 сначала являются параллельными вблизи точек 615.1, 615.2 нагнетания, но расходятся по мере удаления от них. При сравнении с изотропным случаем видно, что кривизна трещин меньше в случае анизотропии напряжения. Это может быть обусловлено конкуренцией между эффектом тени напряжения, который стремится отклонить трещины друг от друга, и напряжениями в дальнем поле, которые продвигают трещины для развития в направлении максимального горизонтального напряжения (в направлении х). Влияние напряжения в дальнем поле становится доминирующим по мере повышения расстояния между трещинами, и в этом случае трещины могут стремиться развиваться параллельно в направлении максимального горизонтального напряжения.The development paths in the case of isotropic and anisotropic stress fields are shown in FIG. 6.1 and 6.2. These figures are graphs 600.1 and 600.2, showing the development paths of two initially parallel cracks 609.1 and 609.2 in isotropic and anisotropic stress fields, respectively. Cracks 609.1 and 609.2 are initially parallel near injection points 615.1, 615.2, but diverge as they move away from them. When compared with the isotropic case, it is seen that the curvature of the cracks is less in the case of stress anisotropy. This may be due to competition between the stress shadow effect, which tends to deflect the cracks from each other, and the far field stresses that propel the cracks to develop in the direction of maximum horizontal stress (in the x direction). The influence of stress in the far field becomes dominant as the distance between the cracks increases, and in this case, cracks can tend to develop in parallel in the direction of the maximum horizontal stress.
На фиг. 7.1 и 7.2 представлены графики 700.1, 700.2, показывающие пару трещин, инициированных из двух различных точек 711.1, 711.2 нагнетания, соответственно. На этих фигурах показано для сравнения инициирование трещин из точек, разнесенных на расстояние dx=dy=10,1 м, для изотропного и анизотропного полей напряжений, соответственно. На этих фигурах для трещин 709.1 и 709.2 имеется тенденция распространения друг к другу. Примеры поведения подобного вида наблюдались при лабораторных экспериментах (см., например, Zhang 2007).In FIG. Figures 7.1 and 7.2 are graphs 700.1, 700.2 showing a pair of cracks initiated from two different injection points 711.1, 711.2, respectively. These figures show, for comparison, the initiation of cracks from points spaced dx = dy = 10.1 m for isotropic and anisotropic stress fields, respectively. In these figures, for cracks 709.1 and 709.2, there is a tendency to propagate to each other. Examples of similar behavior were observed in laboratory experiments (see, for example, Zhang 2007).
Как показано выше, усовершенствованным двумерным методом разрывных смещений, реализованным в нетрадиционной модели трещин, можно захватывать трехмерные эффекты конечной высоты трещин из картины взаимодействия и развития трещин, и в то же время метод является эффективным в вычислительном отношении. Можно получать хорошую оценку поля напряжений для системы вертикальных трещин гидравлического разрыва и (картины) направления развития трещин.As shown above, an improved two-dimensional method of discontinuous displacements, implemented in an unconventional model of cracks, can capture three-dimensional effects of a finite height of cracks from the picture of interaction and development of cracks, and at the same time, the method is computationally efficient. One can get a good estimate of the stress field for a system of vertical hydraulic fractures and (picture) the direction of the development of cracks.
Примеры случаевCase examples
Случай №1, параллельные трещины в горизонтальных скважинахCase No. 1, parallel fractures in horizontal wells
На фиг. 8 представлено графическое изображение 800 параллельных поперечных трещин 811.1, 811.2, 811.3, развивающихся одновременно от многочисленных кластеров 815.1, 815.2, 815.3 перфораций, соответственно, вокруг горизонтальной буровой скважины 804. В каждой из трещин 811.1, 811.2, 811.3 создаются отличающиеся скорости q1, q2, q3 потока, которые являются частью суммарного потока qt при давлении р0.In FIG. 8 is a graphical representation of 800 parallel transverse cracks 811.1, 811.2, 811.3, developing simultaneously from multiple clusters 815.1, 815.2, 815.3 perforations, respectively, around a
Когда пластовые условия и перфорации являются одинаковыми для всех трещин, трещины могут иметь приблизительно одинаковые размеры, если потери давления на трение в буровой скважине между кластерами перфораций являются соразмерно малыми. Это можно предполагать, когда трещины разнесены на достаточно большие расстояния и эффекты тени напряжения являются пренебрежимо малыми. Когда расстояния между трещинами находятся в области влияния тени напряжения, она может влиять не только на ширину трещин, но также и на другую размерность трещин. Для иллюстрации этого можно рассмотреть простой пример пяти параллельных трещин.When the reservoir conditions and perforations are the same for all cracks, the cracks can be approximately the same size if the friction pressure loss in the borehole between the perforation clusters is proportionally small. This can be assumed when the cracks are spread out over sufficiently large distances and the effects of the stress shadow are negligible. When the distances between the cracks are in the region of influence of the stress shadow, it can affect not only the crack width, but also another crack dimension. To illustrate this, a simple example of five parallel cracks can be considered.
В этом примере трещины предполагаются имеющими постоянную высоту 100 футов (30,5 м). Расстояние между трещинами составляет 65 футов (19,8 м). Другие входные параметры приведены в таблице 2.In this example, the cracks are assumed to have a constant height of 100 feet (30.5 m). The distance between the cracks is 65 feet (19.8 m). Other input parameters are given in table 2.
В этом простом случае обычную модель Перкинса-Керна-Нордгрена (ПКН) (см., например, Mack M.G. and Warpinski N.R., "Mechanical of Hydraulic Fracturing", Chapter 6, "Reservoir Stimulation", 3rd Ed., eds. Economides M.J. and Nolte K.G., John Willey and Sons (2000)) для многочисленных трещин можно модифицировать путем включения вычисления тени напряжения, взятого из уравнения (6). Повышение напряжения смыкания может быть аппроксимировано путем усреднения вычисленного на основании уравнения (6) напряжения по всей трещине. Заметим, что в этой упрощенной модели Перкинса-Керна-Нордгрена нельзя моделировать поворот трещин, обусловленный эффектом тени напряжения. Результаты из этой простой модели можно сравнить с результатами из нетрадиционной модели трещин, в которую включено поточечное вычисление тени напряжения вдоль всех траекторий трещин, а также поворота трещин.In this simple case, the usual Perkins-Kern-Nordgren (PCN) model (see, for example, Mack MG and Warpinski NR, "Mechanical of Hydraulic Fracturing", Chapter 6, "Reservoir Stimulation", 3rd Ed., Eds. Economides MJ and Nolte KG, John Willey and Sons (2000)) for numerous cracks can be modified by including the calculation of the stress shadow taken from equation (6). The increase in closure stress can be approximated by averaging the stress calculated over equation (6) over the entire crack. Note that in this simplified Perkins-Kern-Nordgren model it is not possible to simulate the rotation of cracks due to the stress shadow effect. The results from this simple model can be compared with the results from an unconventional model of cracks, which includes pointwise calculation of the stress shadow along all crack paths, as well as crack rotation.
На фиг. 9 показаны результаты моделирования длины пяти трещин, вычисленных на основании обеих моделей. На фиг. 9 представлен график 900, показывающий длину (по оси у) в зависимости от времени (t) пяти параллельных трещин во время нагнетания. Линии 917.1-917.5 получены на основании нетрадиционной модели трещин. Линии 919.1-919.5 получены на основании упрощенной модели Перкинса-Керна-Нордгрена.In FIG. Figure 9 shows the results of modeling the length of five cracks calculated on the basis of both models. In FIG. 9 is a
Геометрия трещин и контуры ширины из нетрадиционной модели трещин для пяти трещин из фиг. 9 показаны на фиг. 10. На фиг. 10 дано схематичное представление 1000, показывающее трещины 1021.1-1021.5 около буровой скважины 1004.Crack geometry and width contours from an unconventional crack model for the five cracks of FIG. 9 are shown in FIG. 10. In FIG. 10 is a
Трещина 1021.3 является средней трещиной из числа пяти трещин, а трещины 1021.1 и 1021.5 являются самыми крайними трещинами. Поскольку трещины 1021.2, 1023.3 и 1021.4 имеют меньшую ширину по сравнению с шириной крайних трещин, то вследствие эффекта тени напряжения, они могут оказывать большее сопротивление потоку, воспринимать меньшую скорость потока и иметь меньшие длины. Следовательно, в динамическом режиме тень напряжения может влиять не только на ширину трещин, но также на длину трещин.Crack 1021.3 is the middle crack of the five cracks, and cracks 1021.1 and 1021.5 are the most extreme cracks. Since cracks 1021.2, 1023.3, and 1021.4 have a smaller width than the width of the extreme cracks, due to the effect of the shadow of stress, they can exert greater resistance to flow, perceive a lower flow velocity and have shorter lengths. Therefore, in the dynamic mode, the stress shadow can affect not only the crack width, but also the crack length.
Влияние тени напряжения на геометрию трещины может находиться под воздействием многих параметров. Для иллюстрации действия некоторых из этих параметров вычисленные длины трещин для различных разнесений трещин, перепадов давления на перфорациях и анизотропиях напряжения показаны в таблице 3.The influence of the stress shadow on the crack geometry can be influenced by many parameters. To illustrate the effect of some of these parameters, the calculated crack lengths for various crack spacings, pressure drops on perforations, and stress anisotropies are shown in Table 3.
На фиг. 11.1 и 11.2 показана геометрия трещин, полученная прогнозированием с помощью нетрадиционной модели трещин для случая большого падения давления на перфорациях и случая большого разнесения трещин (например, около 120 футов (36,6 м)). На фиг. 11.1 и 11.2 даны схематичные представления 1100.1 и 1100.2, показывающие пять трещин 1123.1-1123.5 около буровой скважины 1104. Когда падение давления на перфорациях большое, может создаваться большая отклоняющая сила, вследствие которой скорость потока будет неравномерно распределяться по всем кластерах перфораций. Следовательно, тень напряжения может ослабляться, а результирующие длины трещин могут становиться приблизительно равными показанным на фиг. 11.1. Когда разнесение трещин большое, эффект тени напряжения может рассеиваться и трещины могут иметь приблизительно одинаковые размеры, показанные на фиг. 11.2.In FIG. 11.1 and 11.2 show the geometry of the cracks obtained by predicting using an unconventional model of cracks for the case of a large drop in pressure on the perforations and the case of a large separation of cracks (for example, about 120 feet (36.6 m)). In FIG. 11.1 and 11.2 are schematic diagrams of 1100.1 and 1100.2, showing five cracks 1123.1-1123.5 near
Случай №2, сложные трещиныCase No. 2, complex cracks
В примере из фиг. 12 нетрадиционная модель трещин использовалась для моделирования 4-этапной операции гидравлического разрыва пласта в горизонтальной скважине в глинистом пласте. См., например, Cipolla С, Weng X., Mack М., Ganguly U., Kresse O., Gu H., Cohen С.and Wu R., "Integrating microseismic mapping and complex fracture modeling to characterize fracture complexity", Paper SPE 140185, presented at the SPE Hydraulic Fracturing Conference and Exhibition, Woodlands, Texas, USA, January 24-26, 2011 (в дальнейшем "Cipolla 2011"), полное содержание источника включено в эту заявку путем ссылки. Скважина может быть обсаженной и цементированной и каждый этап закачивания осуществляется через три или четыре кластера перфораций. На каждом из четырех этапов может быть приблизительно 25000 баррелей (4000 м3) жидкости и 440000 фунтов (2·106 кг) проппанта. Исчерпывающие данные можно получать в скважине, в том числе высококачественные диаграммы акустического каротажа, которые обеспечивают оценку минимального и максимального горизонтального напряжения. Микросейсмические картированные данные можно получать на всех этапах. См., например, Daniels J., Waters G., LeCalvez J., Lassek J. and Bentley D., "Contacting more of the Barnett shale through an integration of real-time microseismic monitoring, petrophysics and hydraulic fracture design", Paper SPE 110562, presented at the 2007 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, USA, October 12-14, 2007. Этот пример показан на фиг. 12. На фиг. 12 представлен график, показывающий микросейсмическое картирование микросейсмических событий 1223 около буровой скважины 1204 на различных этапах.In the example of FIG. 12 an unconventional model of fractures was used to simulate a 4-stage hydraulic fracturing operation in a horizontal well in a clay formation. See, for example, Cipolla C, Weng X., Mack M., Ganguly U., Kresse O., Gu H., Cohen C. and Wu R., "Integrating microseismic mapping and complex fracture modeling to characterize fracture complexity", Paper SPE 140185, presented at the SPE Hydraulic Fracturing Conference and Exhibition, Woodlands, Texas, USA, January 24-26, 2011 (hereinafter "Cipolla 2011"), the full contents of the source are incorporated into this application by reference. The well can be cased and cemented and each injection stage is carried out through three or four perforation clusters. At each of the four stages, there may be approximately 25,000 barrels (4,000 m 3 ) of liquid and 440,000 pounds (2 · 10 6 kg) of proppant. Comprehensive data can be obtained in the well, including high-quality acoustic logs that provide an estimate of the minimum and maximum horizontal stress. Microseismic mapped data can be obtained at all stages. See, for example, Daniels J., Waters G., LeCalvez J., Lassek J. and Bentley D., "Contacting more of the Barnett shale through an integration of real-time microseismic monitoring, petrophysics and hydraulic fracture design", Paper SPE 110562, presented at the 2007 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, USA, October 12-14, 2007. This example is shown in FIG. 12. In FIG. 12 is a graph showing microseismic mapping of
Анизотропия напряжения из высококачественной диаграммы акустического каротажа проявляется как более высокая анизотропия напряжения в нижней секции скважины по сравнению с устьем скважины. Усовершенствованная трехмерная интерпретацияThe stress anisotropy from the high-quality acoustic logging diagram is manifested as a higher stress anisotropy in the lower section of the well compared to the wellhead. Advanced 3D Interpretation
сейсмических данных показывает, что преобладающее направление естественных трещин в нижней секции ориентировано от северо-востока к юго-западу, а в устье изменяется и ориентировано от северо-запада к юго-востоку. См., например, Rich J.P. and Ammerraan М., "Unconventional geophysics for unconventional plays", Paper SPE 131779, presented at the Unconventional Gas Conference, Pittsburg, Pennsylvania, USA, February 23-25, 2010, полное содержание источника включено в эту заявку путем ссылки.Seismic data shows that the prevailing direction of natural fractures in the lower section is oriented from the north-east to the south-west, and at the mouth it changes and is oriented from the north-west to the south-east. See, for example, Rich J.P. and Ammerraan M., "Unconventional geophysics for unconventional plays", Paper SPE 131779, presented at the Unconventional Gas Conference, Pittsburg, Pennsylvania, USA, February 23-25, 2010, the entire contents of the source are incorporated by reference.
Результаты моделирования могут быть основаны на нетрадиционной модели трещин без полного расчета тени напряжения (см., например, Cipolla 2011), в том числе без напряжения сдвига и поворота трещин (см., например, Weng 2011). Как предложено в этой заявке, модель можно обновлять при использовании полной модели напряжения. На фиг. 13.1-13.4 показан вид в плане моделированной системы 1306 трещин возле буровой скважины 1304 для всех четырех этапов, соответственно, и для сравнения показаны соответствующие микросейсмические измерения 1323.1-1323.4.The simulation results can be based on an unconventional model of cracks without a complete calculation of the stress shadow (see, for example, Cipolla 2011), including without shear and shear stresses of cracks (see, for example, Weng 2011). As suggested in this application, the model can be updated using the full voltage model. In FIG. 13.1-13.4 shows a plan view of a
Из результатов моделирования на фиг. 13.1-13.4 можно видеть, что на этапах 1 и 2 близко расположенные трещины не расходятся значительно. Это может быть следствием высокой анизотропии напряжения в нижней секции буровой скважины. На этапах 3 и 4, на которых анизотропия напряжения меньше, можно видеть большее расхождение трещин, являющееся результатом эффекта тени напряжения.From the simulation results in FIG. 13.1-13.4 it can be seen that in
Случай №3, многоэтапный примерCase No. 3, a multi-stage example
Случай №3 является примером, показывающим, каким образом тень напряжения из предшествующих этапов может влиять на картину развития системы трещин гидравлического разрыва на следующих этапах воздействия на пласт, приводя к изменению общей картины образованной системы трещин гидравлического разрыва в случае четырехэтапного воздействия на пласт.Case No. 3 is an example showing how the stress shadow from the preceding stages can affect the pattern of the development of a hydraulic fracture system in the next stages of formation stimulation, leading to a change in the overall picture of the formed hydraulic fracture system in the case of a four-stage stimulation.
Этот случай включает в себя четыре этапа операции гидравлического разрыва. Скважина является обсаженной и цементированной. На этапах 1 и 2 осуществляют закачивание через три перфорированных кластера, а на этапах 3 и 4 осуществляют закачивание через четыре перфорированных кластера. Структура породы является изотропной. Входные параметры перечислены в таблице 4, приведенной ниже. Виды сверху полной системы трещин гидравлического разрыва с учетом и без учета тени напряжения из предшествующих этапов показаны на фиг. 13.1-13.4.This case includes four stages of a hydraulic fracturing operation. The well is cased and cemented. At
На фиг. 14.1-14-4 даны схематичные представления 1400.1-14 00.4, показывающие систему 1429 трещин на различных этапах во время операции гидравлического разрыва. На фиг. 14.1 показана система 1429 дискретных трещин (СДТ) до воздействия на пласт. На фиг. 14.2 показана моделированная система 1429 дискретных трещин после первого этапа воздействия на пласт. Вследствие первого этапа воздействия на пласт система 1429 дискретных трещин имеет развившиеся трещины 1431 гидравлического разрыва (ТГР), продолжающиеся от нее. На фиг. 14.3 показана система дискретных трещин с моделированными трещинами 1431.1-1431.4 гидравлического разрыва, развившимися в течение соответствующих четырех этапов, но без учета влияния предшествующих этапов. На фиг. 14.4 показана система дискретных трещин с изображением трещин 1431.1, 1431.2′-1431.4′ гидравлического разрыва, развившихся в течение четырех этапов, но без учета влияния на трещины теней напряжения и трещин гидравлического разрыва из предшествующих этапов.In FIG. 14.1-14-4 are schematic diagrams of 1400.1-14 00.4 showing a
Когда этапы выполняют отдельно, то, как показано на фиг. 14.3, их можно не представлять себе относительно друг друга. Когда тень напряжения и трещины гидравлического разрыва из предшествующих этапов учитывают, как на фиг. 14.4, картина развития может изменяться. Трещины 1431.1 гидравлического разрыва, образуемые на первом этапе, являются одинаковыми в обоих вариантах, показанных на фиг. 14.3 и 14.4. На картину развития на втором этапе 1431.2 может влиять первый этап через посредство тени напряжения, а также через посредство новой системы дискретных трещин (в том числе через посредство трещины 1431.1 гидравлического разрыва из этапа 1), что приводит к изменению картин развития трещин 1431.2′ гидравлического разрыва. Трещина 14 31.1′ гидравлического разрыва может начать повторять трещину 1431.1 гидравлического разрыва, образованную на этапе 1, когда его принимают во внимание. На третьем этапе 1431.3 может повторять трещину гидравлического разрыва, образованную в течение второго этапа 1432.2, 1431.2′ воздействия на пласт, и может отсутствовать развитие на очень большое расстояние вследствие эффекта тени напряжения из второго этапа, как показано при помощи 1431.3 в сопоставлении с 1431.3′. Для четвертого этапа (1431.4) может иметься тенденция поворота по сравнению с третьим этапом, когда это возможно, но может быть повторение трещины 1431.3′ гидравлического разрыва из предшествующих этапов, когда происходит столкновение, и это отображено трещиной 1431.4′ гидравлического разрыва на фиг. 14.4.When the steps are performed separately, then, as shown in FIG. 14.3, they can not be imagined relative to each other. When the stress shadow and hydraulic fractures from the previous steps are taken into account, as in FIG. 14.4, the picture of development is subject to change. Hydraulic fracture cracks 1431.1 formed in the first stage are the same in both cases shown in FIG. 14.3 and 14.4. The first stage can influence the development pattern at the second stage 1431.2 through the stress shadow, as well as through the new discrete crack system (including through the hydraulic fracture 1431.1 from stage 1), which leads to a change in the hydraulic fracture development patterns 1431.2 ′ . Hydraulic fracture crack 14 31.1 ′ may begin to repeat the hydraulic fracture 1431.1 formed in
Предложен способ вычисления тени напряжения в системе сложных трещин гидравлического разрыва. Способ может включать в себя усовершенствованный двумерный или трехмерный метод разрывных смещений с коррекцией за влияние конечной высоты трещин. Способ можно использовать для аппроксимирования взаимодействия между различными ответвлениями трещин в системе сложных трещин для фундаментального решения трехмерной задачи о трещинах. Это вычисление тени напряжения можно включать в нетрадиционную модель трещин, сложную модель системы трещин. Результаты для простых случаев двух трещин показывают, что в зависимости от первоначальных относительных положений трещины могут притягиваться или отталкиваться друг от друга, и результаты являются вполне сравнимыми с результатами из независимой двумерной модели непланарных трещин гидравлического разрыва.A method for calculating the stress shadow in a system of complex hydraulic fractures is proposed. The method may include an improved two-dimensional or three-dimensional method of discontinuous displacements with correction for the influence of the final height of the cracks. The method can be used to approximate the interaction between different branches of cracks in a system of complex cracks for the fundamental solution of the three-dimensional problem of cracks. This calculation of the stress shadow can be included in an unconventional model of cracks, a complex model of a crack system. The results for simple cases of two cracks show that, depending on the initial relative positions, the cracks can be attracted or repelled from each other, and the results are quite comparable with the results from an independent two-dimensional model of non-planar hydraulic fractures.
Имитационные модели многочисленных параллельных трещин от горизонтальной трещины можно использовать для подтверждения свойств двух самых крайних трещин, которые могут быть более определяющими, в то время как внутренние трещины имеют меньшую длину и ширину вследствие эффекта тени напряжения. Кроме того, эти свойства могут зависеть от других параметров, таких как перепад давления на перфорациях и расстояние между трещинами. Когда расстояние между трещинами больше высоты трещин, эффект тени напряжения может ослабляться и могут быть незначительные различия между многочисленными трещинами. Когда падение давления на перфорациях большое, может создаваться значительное отклонение от равномерного распределения потока по кластерам перфораций и размеры трещин могут становиться приблизительно равными независимо от эффекта тени напряжения.Simulations of multiple parallel cracks from a horizontal crack can be used to validate the properties of the two most extreme cracks, which can be more defining, while internal cracks are shorter in length and width due to the stress shadow effect. In addition, these properties may depend on other parameters, such as the pressure drop across the perforations and the distance between the cracks. When the distance between the cracks is greater than the height of the cracks, the effect of the stress shadow can weaken and there may be slight differences between the many cracks. When the pressure drop across the perforations is large, a significant deviation from the uniform flow distribution over the perforation clusters can be created and the size of the cracks can become approximately equal regardless of the effect of the stress shadow.
Если при создании сложных трещин пласты имеют небольшую анизотропию напряжения, взаимодействие трещин может приводить к сильной расходимости трещин, когда они стремятся оттолкнуться друг от друга. С другой стороны, при большой анизотропии напряжения может быть ограниченная расходимость трещин, когда анизотропия напряжения ослабляет явление поворота трещин, обусловленное тенью напряжения, и трещина может принуждаться к прохождению в направлении максимального напряжения. Независимо от степени расходимости трещин затенение напряжения может оказывать влияние на ширину трещины, что может влиять на распределение скоростей нагнетания по многочисленных кластерам перфораций, общую площадь, занимаемую системой трещин, и размещение проппанта.If the layers have a small stress anisotropy when creating complex cracks, the interaction of the cracks can lead to a strong divergence of the cracks when they tend to push off from each other. On the other hand, with large stress anisotropy, there may be limited crack divergence, when stress anisotropy weakens the phenomenon of crack rotation due to the stress shadow, and the crack can be forced to propagate in the direction of maximum stress. Regardless of the degree of crack divergence, stress shadowing can affect the crack width, which can affect the distribution of injection rates across multiple perforation clusters, the total area occupied by the crack system, and proppant placement.
На фиг. 15 представлена блок-схема последовательности действий способа 1500 выполнения операций гидравлического разрыва пласта на месте расположения скважины, таком как место 100 расположения скважины из фиг. 1.1. Место расположения скважины находится в подземном пласте, имеющем буровую скважину, проходящую через него, и систему трещин. Система трещин имеет естественные трещины, показанные на фиг. 1.1 и 1.2. Способ (1500) может включать в себя выполнение (1580) операции возбуждения скважины путем возбуждения места расположения скважины нагнетанием жидкости вместе с проппантом в систему трещин для образования системы трещин гидравлического разрыва. В некоторых случаях возбуждение может выполняться на месте расположения скважины или путем моделирования.In FIG. 15 is a flowchart of a
Способ включает в себя получение (1582) данных о месте расположения скважины и механической модели геологической среды для подземного пласта. Данные о месте расположения скважины могут включать в себя любые данные относительно места расположения скважины, которые могут быть полезными при моделировании, такие как параметры естественных трещин, изображения системы трещин и т.д. Параметры естественных трещин могут включать в себя, например, ориентацию, распределение плотности и механические свойства (например, коэффициенты трения, связность, сопротивление развитию трещины и т.д. Параметры трещин можно получать на основании непосредственных наблюдений скважинных каротажных изображений, оценивания трехмерных сейсмических исследований, алгоритма прослеживания движения муравьев, оценивания анизотропии звуковых волн, кривизны геологического слоя, микросейсмических событий или изображений и т.д. Примеры способов получения параметров трещин представлены в заявках PCT/US 2012/48871 и US 2008/0183451, полные содержания которых включены в эту заявку путем ссылки.The method includes obtaining (1582) data on the location of the well and a mechanical model of the geological environment for the subterranean formation. Data on the location of the well may include any data on the location of the well that may be useful in modeling, such as parameters of natural fractures, images of a fracture system, etc. Natural fracture parameters may include, for example, orientation, density distribution, and mechanical properties (e.g., friction coefficients, connectivity, resistance to crack propagation, etc. The parameters of fractures can be obtained from direct observations of downhole log images, evaluation of three-dimensional seismic surveys, an algorithm for tracking the movement of ants, estimating the anisotropy of sound waves, the curvature of the geological layer, microseismic events or images, etc. Examples of methods for obtaining crack parameters, see PCT / US 2012/48871 and US 2008/0183451, the full contents of which are incorporated herein by reference.
Изображения можно получать, например, при наблюдении скважинных каротажных изображений, оценивании размеров трещин на основании скважинных измерений, формировании микросейсмических изображений и/или аналогичным образом. Размеры трещин можно оценивать путем анализа сейсмических измерений, с помощью алгоритма прослеживания движения муравьев, и оценивания акустических измерений, геологических измерений и/или аналогичных. Кроме того, другие данные о месте расположения скважины можно получать из различных источников, таких как измерения на месте расположения скважины, исторические данные, предположения и т.д. Такие данные могут включать в себя, например, данные о заканчивании скважины, геологической структуре, петрофизические, геомеханические, каротажные измерения и данные других видов. Механическую модель геологической среды можно получать при использовании обычных способов.Images can be obtained, for example, by observing well logs, estimating fracture sizes based on well measurements, microseismic imaging and / or the like. Crack sizes can be estimated by analyzing seismic measurements, using an algorithm for tracking the movement of ants, and evaluating acoustic measurements, geological measurements and / or similar. In addition, other data on the location of the well can be obtained from various sources, such as measurements at the location of the well, historical data, assumptions, etc. Such data may include, for example, completion data, geological structure, petrophysical, geomechanical, logging and other types of data. A mechanical model of the geological environment can be obtained using conventional methods.
Способ (1500) также включает в себя образование (1584) картины роста трещин гидравлического разрыва с течением времени, например, во время операции возбуждения скважины. На фиг. 16.1-16.4 показан пример образования (1584) картины роста трещин гидравлического разрыва. Как показано на фиг. 16.1, в начальном состоянии система 1606.1 естественных трещин 1623 расположена в подземном пласте 1602 с буровой скважиной 1604 в нем. Когда проппант нагнетают в подземный пласт 1602 из буровой скважины 1604, давлением проппанта создаются трещины 1691 гидравлического разрыва вокруг буровой скважины 1604. Трещины 1691 гидравлического разрыва распространяются в подземный пласт вдоль L1 и L2 (фиг. 16.2) и, как показано на фиг. 16.2-16 - 3, с течением встречаются с другими трещинами в системе 1606.1 трещин. Точки контакта с другими трещинами представляют собой пересечения 1625.Method (1500) also includes the formation (1584) of a fracture growth pattern of hydraulic fracture over time, for example, during a well stimulation operation. In FIG. 16.1-16.4 shows an example of the formation (1584) of a pattern of growth of hydraulic fractures. As shown in FIG. 16.1, in the initial state, natural fracture system 1606.1 1623 is located in the
Образование (158 4) может включать в себя распространение (158 6) трещин гидравлического разрыва от буровой скважины и в систему трещин подземного пласта для формирования системы трещин гидравлического разрыва, включающей в себя естественные трещины и трещины гидравлического разрыва, показанные на фиг. 16.2. Картина роста трещин основана на параметрах естественных трещин и минимальном напряжении и максимальном напряжении, действующих на подземный пласт. Образование также может включать в себя определение (1588) параметров трещин гидравлического разрыва (например, давления р, ширины w, скорости q потока и т.д.), определение (1590) параметров переноса для проппанта, проходящего через систему трещин гидравлического разрыва, и определение (1592) размеров (например, высоты) трещин гидравлического разрыва на основании, например, определенных параметров трещин гидравлического разрыва, определенных параметров переноса и механической модели геологической среды. Параметры трещин гидравлического разрыва можно определять после распространения. Кроме того, определение (1592) можно выполнять на основании параметров переноса проппанта, параметров места расположения скважины и других элементов данных.Formation (158 4) may include the propagation (158 6) of hydraulic fractures from the borehole and into the fracture system of the subterranean formation to form a hydraulic fracture system including the natural fractures and hydraulic fractures shown in FIG. 16.2. The pattern of crack growth is based on the parameters of natural cracks and the minimum stress and maximum stress acting on the subterranean formation. The formation may also include determining (1588) the parameters of hydraulic fractures (e.g., pressure p, width w, flow rate q, etc.), determining (1590) the transfer parameters for the proppant passing through the hydraulic fracturing system, and determination (1592) of the sizes (e.g., height) of hydraulic fractures based on, for example, certain parameters of hydraulic fractures, certain transfer parameters, and a mechanical model of the geological environment. The parameters of hydraulic fractures can be determined after propagation. In addition, determination (1592) can be performed based on proppant transfer parameters, well location parameters, and other data elements.
Образование (1584) может включать в себя моделирование свойств породы на основании механической модели геологической среды, описанной, например, в Koutsabeloulis and Zhang, "3D reservoir geomechanics modeling in oil/gas field production", SPE Paper 126095, 2009 SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition held in Al Khobar, Saudi Arabia, 9-11 May, 2009. Кроме того, образование может включать в себя моделирование операции гидравлического разрыва с использованием данных о месте расположения скважины, параметров трещин и/или изображений в качестве входных данных программного обеспечения для модели, такой как нетрадиционная модель трещин, чтобы получать последовательные изображения наведенных трещин гидравлического разрыва в системе трещин.Education (1584) may include modeling rock properties based on a mechanical model of the geological environment described, for example, in Koutsabeloulis and Zhang, "3D reservoir geomechanics modeling in oil / gas field production", SPE Paper 126095, 2009 SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition held in Al Khobar, Saudi Arabia, May 9-11, 2009. In addition, the formation may include modeling of a hydraulic fracturing operation using well location data, fracture parameters, and / or images as input to software for a model such as unconventional Split cracks to obtain successive images of induced hydraulic fractures in the fracture system.
Кроме того, способ (1500) может включать в себя осуществление (1594) затенения напряжения относительно трещин гидравлического разрыва для определения взаимного влияния трещин гидравлического разрыва (или влияния на другие трещины) и повторение (1598) образования (1584) на основе затенения напряжения и/или определенного взаимного влияния трещин гидравлического разрыва. Повторение можно выполнять для учета взаимного влияния трещин, которое может сказываться на росте трещин. Осуществление затенения напряжения может включать в себя, например, выполнение двумерного или трехмерного метода разрывных смещений для каждой из трещин гидравлического разрыва и обновление картины роста трещин с течением времени. Картина роста трещин может распространяться перпендикулярно к локальному главному направлению напряжения в соответствии с затенением напряжения. Картина роста трещин может включать в себя влияния естественных трещин и трещин гидравлического разрыва на систему трещин (см. фиг. 16.3).In addition, method (1500) may include performing (1594) shading stresses relative to hydraulic fractures to determine the mutual influence of hydraulic fractures (or effects on other cracks) and repeating (1598) formation (1584) based on stress shading and / or a certain mutual influence of hydraulic fractures. Repetition can be performed to take into account the mutual influence of cracks, which can affect the growth of cracks. The implementation of stress shadowing may include, for example, performing a two-dimensional or three-dimensional method of discontinuous displacements for each of the hydraulic fractures and updating the pattern of crack growth over time. The pattern of crack growth can propagate perpendicular to the local main stress direction in accordance with the voltage shadowing. The pattern of crack growth may include the effects of natural cracks and hydraulic fractures on the crack system (see FIG. 16.3).
Затенение напряжения можно осуществлять для многочисленных буровых скважин на месте расположения скважин. Затенения напряжения от различных буровых скважин можно объединять, чтобы определять взаимодействие трещин для каждой из буровых скважин. Образование можно повторять для каждого из затенений напряжения, осуществляемых для одной или нескольких из многочисленных буровых скважин. Кроме того, образование можно повторять для затенения напряжения, осуществляемого при выполнении моделирования с учетом многочисленных буровых скважин. Кроме того, многократные моделирования можно выполнять относительно одной и той буровой скважины при различных сочетаниях данных и сравнивать при желании. Исторические и другие данные также можно вводить в этап образования, чтобы получать многочисленные источники информации для учета в окончательных результатах.Voltage shading can be performed for multiple boreholes at the location of the wells. Voltage shading from different boreholes can be combined to determine the interaction of cracks for each of the boreholes. The formation can be repeated for each of the voltage shades carried out for one or more of the numerous boreholes. In addition, the formation can be repeated to obscure the stress carried out when performing simulation taking into account numerous boreholes. In addition, multiple simulations can be performed on the same borehole with various data combinations and compared if desired. Historical and other data can also be entered into the education phase in order to receive multiple sources of information for consideration in the final results.
Кроме того, способ включает в себя определение (1596) характера пересечения трещин гидравлического разрыва и встречающейся трещины, если трещина гидравлического разрыва встречается с другой трещиной, и повторение (1598) образования (1584) на основании характера пересечения, если трещина гидравлического разрыва встречается с трещиной (см., например, фиг. 16.3). Характер пересечения можно определять при использовании, например, способов из заявки PCT/US 2012/059774, полное содержание которой включено в эту заявку путем ссылки.Furthermore, the method includes determining (1596) the nature of the intersection of hydraulic fractures and an encounter if the hydraulic fracture meets another crack, and repeating (1598) the formation (1598) based on the intersection if the hydraulic fracture meets the crack (see, for example, Fig. 16.3). The nature of the intersection can be determined using, for example, the methods from PCT / US 2012/059774, the entire contents of which are incorporated into this application by reference.
Определение характера пересечения может включать в себя осуществление затенения напряжения. В зависимости от скважинных условий картина роста трещин может изменяться или не изменяться, когда трещина гидравлического разрыва встречается с трещиной. Когда давление гидравлического разрыва больше, чем напряжение, действующее на встреченную трещину, картина роста трещин может распространяться вдоль встреченной трещины. Картина роста трещин может распространяться вдоль встреченной трещины до тех пор, пока не будет достигнут конец естественной трещины. Направление картины роста трещин может изменяться на конце естественной трещины, при этом, как показано на фиг. 16.4, картина роста трещин будет продолжаться в направлении, перпендикулярном к минимальному напряжению, на конце естественной трещины. Как показано на фиг. 16.4, трещина гидравлического разрыва распространяется по новой траектории 1627 в соответствии с локальными напряжениями σ1 и σ2.Determining the nature of the intersection may include performing voltage shading. Depending on the well conditions, the pattern of crack growth may or may not change when a hydraulic fracture meets a crack. When the hydraulic fracture pressure is greater than the stress acting on the encountered crack, the pattern of crack growth can propagate along the encountered crack. The pattern of crack growth can propagate along the crack encountered until the end of the natural crack is reached. The direction of the pattern of crack growth can change at the end of a natural crack, and, as shown in FIG. 16.4, the pattern of crack growth will continue in the direction perpendicular to the minimum stress at the end of the natural crack. As shown in FIG. 16.4, the hydraulic fracture propagates along a
По желанию, способ (1500) может включать в себя проверку (1599) достоверности картины роста трещин. Проверку достоверности можно выполнять путем сравнения результирующей картины роста с другими данными, такими как микросейсмические изображения, показанные, например, на фиг. 7.1 и 7.2.Optionally, method (1500) may include verifying (1599) the validity of the crack growth pattern. Validation can be performed by comparing the resulting growth pattern with other data, such as microseismic images shown, for example, in FIG. 7.1 and 7.2.
Способ можно выполнять в любом порядке и при необходимости повторять. Например, этапы образования (1584)-(1599) можно повторять с течением времени, например, в соответствии с итерацией, когда система трещин изменяется. Образование (1584) можно выполнять для обновления итерированного моделирования, выполненного во время образования, для учета взаимодействия и влияний многочисленных трещин, когда систему трещин моделируют с течением времени.The method can be performed in any order and, if necessary, repeat. For example, the steps of formation (1584) - (1599) can be repeated over time, for example, in accordance with the iteration, when the system of cracks changes. Education (1584) can be performed to update the iterated modeling performed during education to take into account the interactions and effects of multiple cracks when a system of cracks is modeled over time.
Хотя настоящее раскрытие описано применительно к примерам вариантов осуществлений и реализациям осуществлений, настоящее раскрытие не ограничено такими примерами вариантов осуществления и/или реализациями. Точнее, в системах и способах настоящего раскрытия допускаются различные модификации, изменения и/или улучшения без отступления от сущности или объема настоящего раскрытия. В соответствии с этим объемом настоящего раскрытия безусловно охватываются все такие модификации, изменения и улучшения.Although the present disclosure has been described with reference to examples of embodiments and implementations, the present disclosure is not limited to such examples of embodiments and / or implementations. More specifically, in systems and methods of the present disclosure, various modifications, changes and / or improvements are allowed without departing from the essence or scope of the present disclosure. In accordance with this scope of the present disclosure, all such modifications, changes, and improvements are certainly covered.
Следует заметить, что при разработке любого такого актуального варианта осуществления или многочисленных реализаций должны приниматься специфические решения для достижения конкретных намерений разработчика, такие как согласование с ограничениями, связанными с системой и связанными с деловой деятельностью, которые изменяются от одной реализации к другой. Кроме того, следует понимать, что такие разработки могут быть сложными и требующими много времени, но тем не менее должны быть обычным делом для специалистов в данной области техники, имеющих выгоду от этого раскрытия. В дополнение к этому используемые варианты осуществления, раскрытые в этой заявке, могут также включать в себя некоторые компоненты, отличающиеся от перечисленных.It should be noted that in the development of any such relevant implementation option or multiple implementations, specific decisions must be made to achieve the specific intentions of the developer, such as coordination with the limitations associated with the system and related to business activities that vary from one implementation to another. In addition, it should be understood that such developments can be complex and time-consuming, but nevertheless should be commonplace for those skilled in the art who benefit from this disclosure. In addition to this, the embodiments used disclosed in this application may also include some components other than those listed.
В описании каждое численное значение следует читать один раз как модифицированное термином «около» (за исключением случаев, когда оно уже определенно модифицировано таким образом) и затем читать еще раз как не модифицированное, если не указан иной смысл. Кроме того, следует понимать, что в описании для любого диапазона, приведенного или указанного как используемого, пригодного или аналогичного, предполагается, что любое или каждое значение в диапазоне, в том числе начальная точка и конечная точка, считается точно определенным. Например, «диапазон от 1 до 10» следует читать как показывающий каждое и любое возможное число на всем протяжении континуума между около 1 и около 10. Таким образом, даже если конкретные точки данных в диапазоне или же точки данных вне диапазона явным образом идентифицированы или отнесены к нескольким специфическим точкам, то следует полагать и понимать, что любая и все точки данных в диапазоне считаются точно определенными и что имеются сведения о всем диапазоне и всех точках в диапазоне.In the description, each numerical value should be read once as modified by the term “about” (unless it is already definitely modified in this way) and then read again as unmodified, unless otherwise indicated. In addition, it should be understood that in the description for any range, given or indicated as used, suitable or similar, it is assumed that any or every value in the range, including the start point and end point, is considered to be precisely defined. For example, “a range of 1 to 10” should be read as showing each and every possible number throughout the continuum between about 1 and about 10. Thus, even if specific data points in a range or data points outside a range are explicitly identified or assigned to several specific points, it should be assumed and understood that any and all data points in the range are considered to be precisely defined and that there is information about the entire range and all points in the range.
Положения, изложенные в этой заявке, всего лишь обеспечивают информацию, относящуюся к настоящему раскрытию, и не могут представлять предшествующий уровень техники, а могут характеризовать некоторые варианты осуществления, иллюстрирующие изобретения. Все источники, цитированные в этой заявке, полностью включены в настоящую заявку путем ссылки.The provisions set forth in this application merely provide information relevant to the present disclosure, and may not represent the prior art, but may characterize some embodiments illustrating the invention. All sources cited in this application are fully incorporated into this application by reference.
Хотя выше были подробно описаны всего лишь несколько примеров вариантов осуществления, специалисты в данной области техники без труда поймут, что в примерах вариантов осуществления возможны многочисленные модификации без существенного отклонения от системы и способа для выполнения работ по возбуждению скважины. В соответствии с этим все такие модификации предполагаются включенными в объем этого раскрытия, определенный в нижеследующей формуле изобретения. В формуле изобретения фразы «средство плюс функция» предполагаются охватывающими структуры, описанные в этой заявке, в момент выполнения описанной функции, и не только структурные эквиваленты, но также и эквивалентные структуры. Таким образом, хотя гвоздь и винт не могут быть структурными эквивалентами по той причине, что в гвозде цилиндрическая поверхность используется для скрепления деревянных деталей друг с другом, тогда как в винте используется винтовая поверхность, но в ситуации скрепления деревянных деталей гвоздь и винт могут быть эквивалентными структурами. Ясно выраженной целью заявителя является отсутствие ссылки на раздел 35 кодекса законов США, §112, пункт 6, для любых ограничений любого из пунктов формулы изобретения за исключением тех, в которых определенно используются слова «средство для» вместе с соответствующей функцией.Although only a few examples of embodiments have been described in detail above, those skilled in the art will readily understand that numerous modifications are possible in the examples of embodiments without substantially deviating from the system and method for performing well stimulation work. Accordingly, all such modifications are intended to be included within the scope of this disclosure as defined in the following claims. In the claims, the phrases “agent plus function” are intended to encompass the structures described in this application at the time the function is described, and not only structural equivalents, but also equivalent structures. Thus, although the nail and screw cannot be structural equivalents because the cylindrical surface in the nail is used to fasten the wooden parts together, while the screw uses a screw surface, in the situation of fastening the wooden parts, the nail and screw can be equivalent structures. The applicant’s clear purpose is to not refer to Section 35 of the US Code, §112, paragraph 6, for any limitations of any of the claims except those that specifically use the words “means for” together with the corresponding function.
Claims (17)
получают данные о месте расположения скважины, содержащие параметры естественных трещин, и получают механическую модель геологической среды для подземного пласта;
образуют картину роста трещин гидравлического разрыва для системы трещин с течением времени, при этом образование содержит:
распространение трещин гидравлического разрыва от буровой скважины и в систему трещин подземного пласта для формирования системы трещин гидравлического разрыва, содержащей естественные трещины и трещины гидравлического разрыва;
определение параметров трещин гидравлического разрыва после распространения;
определение параметров переноса для проппанта, проходящего через систему трещин гидравлического разрыва; и
определение размеров трещин гидравлического разрыва на основании определенных параметров трещин гидравлического разрыва, определенных параметров переноса и механической модели геологической среды; и
осуществляют затенение напряжения относительно трещин гидравлического разрыва, чтобы определить взаимное влияние напряжений между трещинами гидравлического разрыва; и
повторяют образование на основании определенного взаимного влияния напряжений.1. The method of performing the hydraulic fracturing operation at the location of the well, the location of the well is in an underground formation having a borehole and a fracture system, the fracture system contains natural fractures, the location of the well is excited by pumping the injected fluid together with proppant into the fracture system, this method comprises the steps in which:
receive data on the location of the well containing the parameters of natural fractures, and get a mechanical model of the geological environment for the underground reservoir;
form a picture of the growth of hydraulic fractures for a system of cracks over time, while the formation contains:
the propagation of hydraulic fractures from the borehole and into the fracture system of the subterranean formation to form a hydraulic fracture system containing natural and hydraulic fractures;
determination of parameters of hydraulic fractures after propagation;
determination of transfer parameters for proppant passing through a system of hydraulic fractures; and
determination of the size of hydraulic fractures based on certain parameters of hydraulic fractures, certain transfer parameters and a mechanical model of the geological environment; and
carry out voltage shading relative to hydraulic fractures in order to determine the mutual influence of stresses between hydraulic fractures; and
repeat the formation on the basis of a certain mutual influence of stresses.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201161628690P | 2011-11-04 | 2011-11-04 | |
US61/628,690 | 2011-11-04 | ||
PCT/US2012/063340 WO2013067363A1 (en) | 2011-11-04 | 2012-11-02 | Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014122540A RU2014122540A (en) | 2015-12-10 |
RU2575947C2 true RU2575947C2 (en) | 2016-02-27 |
Family
ID=48192830
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014122540/03A RU2575947C2 (en) | 2011-11-04 | 2012-11-02 | Simulation of interaction between frac job fractures in system of complex fractures |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10544667B2 (en) |
EP (1) | EP2774066B1 (en) |
CN (1) | CN104040110B (en) |
AU (1) | AU2012332270A1 (en) |
CA (1) | CA2854371C (en) |
RU (1) | RU2575947C2 (en) |
WO (1) | WO2013067363A1 (en) |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2655513C2 (en) * | 2016-10-13 | 2018-05-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of hydrocarbon reservoir fracturing |
RU2660702C1 (en) * | 2017-08-08 | 2018-07-09 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for determining maximum horizontal stress of oil and gas formation |
WO2018203765A1 (en) * | 2017-05-02 | 2018-11-08 | Шлюмберже Канада Лимитед | Method for predicting risks associated with hydraulic fracturing |
RU2713285C1 (en) * | 2019-05-14 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for investigation of height and direction of formation fracturing |
RU2717019C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-03-17 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of bringing the well on to production mode drilled in naturally fractured formation |
RU2739287C1 (en) * | 2017-12-05 | 2020-12-22 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for analysis and design of stimulation of an underground formation |
RU2745684C1 (en) * | 2020-10-16 | 2021-03-30 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Method of maintaining a safe range of fracture conductivity when putting a well with hydraulic fracturing into operation |
WO2021086220A1 (en) * | 2019-10-31 | 2021-05-06 | Schlumberger Canada Limited | Method for hydraulic fracturing and mitigating proppant flowback |
RU2773015C1 (en) * | 2021-04-20 | 2022-05-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Computer-implemented system for predicting areas with a high fracture content in a rock mass and calculating the volumetric and shear deformation |
Families Citing this family (53)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9618652B2 (en) | 2011-11-04 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
CA2915625C (en) | 2011-03-11 | 2021-08-03 | Schlumberger Canada Limited | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
US10422208B2 (en) * | 2011-11-04 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Stacked height growth fracture modeling |
US9217318B2 (en) * | 2013-03-14 | 2015-12-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining a target net treating pressure for a subterranean region |
US9297250B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling net treating pressure in a subterranean region |
US9612359B2 (en) * | 2013-06-12 | 2017-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Generation of fracture networks using seismic data |
WO2014200510A1 (en) * | 2013-06-14 | 2014-12-18 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for optimizing existing wells and designing new wells based on the distribution of average effective fracture lengths |
CA2863764A1 (en) * | 2013-09-19 | 2015-03-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Phased stimulation methods |
WO2015057242A1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Managing a wellsite operation with a proxy model |
EP3060753B1 (en) * | 2013-10-21 | 2021-04-28 | Westerngeco LLC | Seismic data analysis |
RS64824B1 (en) * | 2014-06-05 | 2023-12-29 | Geoquest Systems Bv | Method for improved design of hydraulic fracture height in a subterranean laminated rock formation |
US10197704B2 (en) | 2014-12-19 | 2019-02-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Corrective scaling of interpreted fractures based on the microseismic detection range bias correction |
CA2974893C (en) | 2015-01-28 | 2021-12-28 | Schlumberger Canada Limited | Method of performing wellsite fracture operations with statistical uncertainties |
US10761229B2 (en) | 2015-02-20 | 2020-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Microseismic sensitivity analysis and scenario modelling |
US9933535B2 (en) | 2015-03-11 | 2018-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | Determining a fracture type using stress analysis |
WO2017027342A1 (en) | 2015-08-07 | 2017-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method of performing complex fracture operations at a wellsite having ledged fractures |
US10787887B2 (en) | 2015-08-07 | 2020-09-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method of performing integrated fracture and reservoir operations for multiple wellbores at a wellsite |
US11578568B2 (en) | 2015-08-07 | 2023-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Well management on cloud computing system |
US10920538B2 (en) | 2015-08-07 | 2021-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method integrating fracture and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite |
WO2017039605A1 (en) * | 2015-08-31 | 2017-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing a flow prediction model that is a function of perforation cluster geometry, fluid characteristics, and acoustic activity |
US10920552B2 (en) | 2015-09-03 | 2021-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method of integrating fracture, production, and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite |
US10393904B2 (en) * | 2015-11-06 | 2019-08-27 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Predicting stress-induced anisotropy effect on acoustic tool response |
WO2017082872A1 (en) * | 2015-11-10 | 2017-05-18 | Landmark Graphics Corporation | Target object simulation using undulating surfaces |
CA3001127C (en) | 2015-11-10 | 2021-02-02 | Landmark Graphics Corporation | Target object simulation using orbit propagation |
WO2017082870A1 (en) | 2015-11-10 | 2017-05-18 | Landmark Graphics Corporation | Fracture network triangle mesh adjustment |
CN105512366B (en) * | 2015-11-26 | 2018-07-24 | 东北石油大学 | The tree-shaped random seam net description method of compact reservoir volume fracturing containing intrinsic fracture |
CN105298464B (en) * | 2015-11-26 | 2018-02-16 | 东北石油大学 | The tree-shaped random seam net description method of compact reservoir volume fracturing without intrinsic fracture |
US10180053B2 (en) * | 2015-12-22 | 2019-01-15 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Boolean satisfiability problem for discrete fracture network connectivity |
WO2017155548A1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture network fluid flow simulation with enhanced fluid-solid interaction force determination |
US10650107B2 (en) | 2016-05-09 | 2020-05-12 | Schlumberger Technology Corporation | Three-dimensional subsurface formation evaluation using projection-based area operations |
US10113421B2 (en) | 2016-05-09 | 2018-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Three-dimensional fracture abundance evaluation of subsurface formations |
US10853533B2 (en) | 2016-05-09 | 2020-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Three-dimensional fracture abundance evaluation of subsurface formation based on geomechanical simulation of mechanical properties thereof |
CN106055754B (en) * | 2016-05-23 | 2019-05-07 | 长安大学 | A kind of FLAC3D structural unit post-processing approach |
CN106226813B (en) * | 2016-09-08 | 2018-03-13 | 南京特雷西能源科技有限公司 | Pressure-break net reconstructing method and device based on microseism |
CN106649963B (en) * | 2016-10-14 | 2019-10-01 | 东北石油大学 | Volume fracturing complexity seam net average crack length and equivalent fissure item number determine method |
AU2016433048A1 (en) * | 2016-12-19 | 2019-04-18 | Landmark Graphics Corporation | Control of proppant redistribution during fracturing |
CN107193042B (en) * | 2017-05-11 | 2019-07-26 | 中国石油大学(北京) | Man-made fracture modeling method and device, computer storage medium based on pressure break phase |
US11274538B2 (en) | 2017-07-10 | 2022-03-15 | Texas Tech University System | Methods and systems for ballooned hydraulic fractures and complex toe-to-heel flooding |
CN109505576B (en) * | 2017-09-13 | 2020-12-11 | 中国石油化工股份有限公司 | Shale hydraulic fracturing three-dimensional full-coupling discrete fracture network simulation method and system |
US20200401739A1 (en) * | 2018-01-16 | 2020-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modeling Fracture Closure Processes In Hydraulic Fracturing Simulators |
CN109025960B (en) * | 2018-07-10 | 2021-05-18 | 中国石油大学(北京) | Thermal recovery well wellhead lifting distance determining method and device |
CN110032801A (en) * | 2019-04-15 | 2019-07-19 | 太原理工大学 | A kind of reconstructing method containing T shape cleat network joint coal body model |
WO2020242615A1 (en) | 2019-05-31 | 2020-12-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Modeling fluid flow in a wellbore for hydraulic fracturing pressure determination |
CN112177598B (en) * | 2019-07-01 | 2024-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | Stratum cracking pressure prediction method considering compressibility of fracturing fluid |
CN110222477B (en) * | 2019-07-08 | 2020-01-21 | 西南石油大学 | Perforation parameter optimization method for maintaining balanced expansion of staged fracturing fracture of horizontal well |
US11674367B2 (en) | 2019-11-06 | 2023-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for selecting fluid systems for hydraulic fracturing |
US11346216B2 (en) * | 2020-03-31 | 2022-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimation of fracture complexity |
CN111322050B (en) * | 2020-04-24 | 2022-02-11 | 西南石油大学 | Shale horizontal well section internal osculating temporary plugging fracturing construction optimization method |
CN111720104B (en) * | 2020-08-04 | 2022-03-11 | 西南石油大学 | Method for predicting fracture morphology of fractured reservoir multistage fracturing |
CN113389534B (en) * | 2021-07-21 | 2022-03-25 | 西南石油大学 | Method for predicting propagation of horizontal well intimate-cutting fracturing fracture and optimizing design parameters |
CN113790047B (en) * | 2021-09-06 | 2023-05-30 | 中国石油大学(北京) | Proppant wellbore migration experiment simulation system and simulation method thereof |
CN114165204B (en) * | 2021-11-12 | 2023-08-25 | 中国石油大学(华东) | Real-time visual monitoring experimental device and method for hydraulic fracture network evolution process under reservoir conditions |
WO2024025853A1 (en) * | 2022-07-25 | 2024-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for hydraulic fracturing and wellbore startup |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6439310B1 (en) * | 2000-09-15 | 2002-08-27 | Scott, Iii George L. | Real-time reservoir fracturing process |
RU2324813C2 (en) * | 2003-07-25 | 2008-05-20 | Институт проблем механики Российской Академии наук | Method and device for determining shape of cracks in rocks |
EA200870303A1 (en) * | 2006-02-27 | 2009-02-27 | Лоджинд Б.В. | SYSTEM AND METHOD FOR PLANNING WELLS |
RU2404359C2 (en) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic fracturing of subsurface (versions) |
Family Cites Families (59)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7098320B1 (en) | 1996-07-29 | 2006-08-29 | Nanosphere, Inc. | Nanoparticles having oligonucleotides attached thereto and uses therefor |
US6101447A (en) | 1998-02-12 | 2000-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Oil and gas reservoir production analysis apparatus and method |
GB2349222B (en) | 1999-04-21 | 2001-10-31 | Geco Prakla | Method and system for electroseismic monitoring of microseismicity |
US6876959B1 (en) * | 1999-04-29 | 2005-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for hydraulic fractioning analysis and design |
US7509245B2 (en) | 1999-04-29 | 2009-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method system and program storage device for simulating a multilayer reservoir and partially active elements in a hydraulic fracturing simulator |
US8428923B2 (en) | 1999-04-29 | 2013-04-23 | Schlumberger Technology Corporation | Method system and program storage device for simulating a multilayer reservoir and partially active elements in a hydraulic fracturing simulator |
GB2379013B (en) | 2001-08-07 | 2005-04-20 | Abb Offshore Systems Ltd | Microseismic signal processing |
US6985816B2 (en) | 2003-09-15 | 2006-01-10 | Pinnacle Technologies, Inc. | Methods and systems for determining the orientation of natural fractures |
US7069148B2 (en) | 2003-11-25 | 2006-06-27 | Thambynayagam Raj Kumar Michae | Gas reservoir evaluation and assessment tool method and apparatus and program storage device |
US8126689B2 (en) * | 2003-12-04 | 2012-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for geomechanical fracture modeling |
US20060081412A1 (en) | 2004-03-16 | 2006-04-20 | Pinnacle Technologies, Inc. | System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis |
FR2874706B1 (en) | 2004-08-30 | 2006-12-01 | Inst Francais Du Petrole | METHOD OF MODELING THE PRODUCTION OF A PETROLEUM DEPOSITION |
CN1916359B (en) | 2005-11-28 | 2010-11-24 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | Method for building new slot to implement refracturing |
US20070272407A1 (en) | 2006-05-25 | 2007-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for development of naturally fractured formations |
US7953587B2 (en) | 2006-06-15 | 2011-05-31 | Schlumberger Technology Corp | Method for designing and optimizing drilling and completion operations in hydrocarbon reservoirs |
US7663970B2 (en) | 2006-09-15 | 2010-02-16 | Microseismic, Inc. | Method for passive seismic emission tomography |
CA2663525C (en) * | 2006-09-20 | 2013-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid injection management method for hydrocarbon recovery |
US7565929B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
US7565278B2 (en) | 2006-12-04 | 2009-07-21 | Chevron U.S.A. Inc. | Method, system and apparatus for simulating fluid flow in a fractured reservoir utilizing a combination of discrete fracture networks and homogenization of small fractures |
US7516793B2 (en) * | 2007-01-10 | 2009-04-14 | Halliburton Energy Service, Inc. | Methods and systems for fracturing subterranean wells |
US8412500B2 (en) * | 2007-01-29 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation |
GB2450707B (en) | 2007-07-03 | 2009-09-16 | Schlumberger Holdings | Method of locating a receiver in a well |
US7647183B2 (en) | 2007-08-14 | 2010-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method for monitoring seismic events |
US8347959B2 (en) * | 2007-09-04 | 2013-01-08 | Terratek, Inc. | Method and system for increasing production of a reservoir |
RU2470148C2 (en) | 2007-09-28 | 2012-12-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Method of extracting heavy oil (versions) |
US8055449B2 (en) | 2007-10-08 | 2011-11-08 | Westerngeco L.L.C. | Determining fault transmissivity in a subterranean reservoir |
US20090125280A1 (en) | 2007-11-13 | 2009-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for geomechanical fracture modeling |
AU2008360718B2 (en) * | 2008-08-21 | 2014-10-30 | Schlumberger Technology B.V. | Hydraulic fracturing proppants |
CA2745325A1 (en) | 2008-12-03 | 2010-06-10 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for predicting fluid flow characteristics within fractured subsurface reservoirs |
US20100250215A1 (en) | 2009-03-30 | 2010-09-30 | Object Reservoir, Inc. | Methods of modeling flow of gas within a reservoir |
US20100252268A1 (en) | 2009-04-03 | 2010-10-07 | Hongren Gu | Use of calibration injections with microseismic monitoring |
US20100256964A1 (en) * | 2009-04-07 | 2010-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and technique to quantify a fracture system |
US8639443B2 (en) | 2009-04-09 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Microseismic event monitoring technical field |
RU2412454C2 (en) | 2009-05-04 | 2011-02-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья | Method to process seismic data using discrete wavelet transform |
CA2760066C (en) | 2009-05-27 | 2019-10-22 | Qinetiq Limited | Well monitoring by means of distributed sensing means |
US8498852B2 (en) | 2009-06-05 | 2013-07-30 | Schlumberger Tehcnology Corporation | Method and apparatus for efficient real-time characterization of hydraulic fractures and fracturing optimization based thereon |
US20110029291A1 (en) | 2009-07-31 | 2011-02-03 | Xiaowei Weng | Method for fracture surface extraction from microseismic events cloud |
US8494827B2 (en) | 2009-09-25 | 2013-07-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of predicting natural fractures and damage in a subsurface region |
US8392165B2 (en) | 2009-11-25 | 2013-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Probabilistic earth model for subterranean fracture simulation |
EP2502095A4 (en) | 2009-12-21 | 2017-04-26 | Schlumberger Technology B.V. | Identification of reservoir geometry from microseismic event clouds |
US8731889B2 (en) * | 2010-03-05 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling hydraulic fracturing induced fracture networks as a dual porosity system |
EA022370B1 (en) | 2010-12-10 | 2015-12-30 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | A method to improve reservoir simulation and recovery from fractured reservoirs |
US8831886B2 (en) | 2010-12-23 | 2014-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for reconstructing microseismic event statistics from detection limited data |
CA2823116A1 (en) | 2010-12-30 | 2012-07-05 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing downhole stimulation operations |
US20130140031A1 (en) | 2010-12-30 | 2013-06-06 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing optimized downhole stimulation operations |
US9157318B2 (en) | 2011-01-04 | 2015-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Determining differential stress based on formation curvature and mechanical units using borehole logs |
US8762118B2 (en) | 2011-03-07 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling hydraulic fractures |
CA2915625C (en) | 2011-03-11 | 2021-08-03 | Schlumberger Canada Limited | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
WO2012125558A2 (en) | 2011-03-11 | 2012-09-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing microseismic fracture operations |
WO2012178026A2 (en) | 2011-06-24 | 2012-12-27 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method for determining spacing of hydraulic fractures in a rock formation |
MX2014000772A (en) | 2011-07-28 | 2014-05-01 | Schlumberger Technology Bv | System and method for performing wellbore fracture operations. |
GB2506793A (en) | 2011-07-28 | 2014-04-09 | Schlumberger Holdings | System and method for performing wellbore fracture operations |
BR112014008844A2 (en) | 2011-10-11 | 2017-04-18 | Prad Res & Dev Ltd | method of performing a fracturing operation over a wellbore of an underground formation, method of performing a stimulation operation for a well having a reservoir positioned in an underground formation, method of performing a stimulation operation for a wellbore having a reservoir positioned in an underground formation, and system for performing a stimulation operation for a well site having well drilling penetrating an underground formation, the underground formation having discontinuities therein |
CN102606126A (en) | 2012-03-27 | 2012-07-25 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | Non-planar network fracturing control method for fractured reservoir |
US20140052377A1 (en) | 2012-08-17 | 2014-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing reservoir stimulation operations |
US20150204174A1 (en) | 2012-08-24 | 2015-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing stimulation operations |
US20140083687A1 (en) | 2012-09-27 | 2014-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Production in fractured systems |
US20140352949A1 (en) | 2013-05-29 | 2014-12-04 | Conocophillips Company | Integrating rock ductility with fracture propagation mechanics for hydraulic fracture design |
RO131506A2 (en) | 2013-11-06 | 2016-11-29 | Schlumberger Technology B.V. | Modeling of interactions of hydraulic fractures in complex fracture networks |
-
2012
- 2012-11-02 US US14/356,369 patent/US10544667B2/en active Active
- 2012-11-02 RU RU2014122540/03A patent/RU2575947C2/en active
- 2012-11-02 CA CA2854371A patent/CA2854371C/en active Active
- 2012-11-02 AU AU2012332270A patent/AU2012332270A1/en not_active Abandoned
- 2012-11-02 CN CN201280066343.7A patent/CN104040110B/en active Active
- 2012-11-02 EP EP12845204.2A patent/EP2774066B1/en active Active
- 2012-11-02 WO PCT/US2012/063340 patent/WO2013067363A1/en active Application Filing
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6439310B1 (en) * | 2000-09-15 | 2002-08-27 | Scott, Iii George L. | Real-time reservoir fracturing process |
RU2324813C2 (en) * | 2003-07-25 | 2008-05-20 | Институт проблем механики Российской Академии наук | Method and device for determining shape of cracks in rocks |
RU2404359C2 (en) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic fracturing of subsurface (versions) |
EA200870303A1 (en) * | 2006-02-27 | 2009-02-27 | Лоджинд Б.В. | SYSTEM AND METHOD FOR PLANNING WELLS |
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2655513C2 (en) * | 2016-10-13 | 2018-05-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of hydrocarbon reservoir fracturing |
WO2018203765A1 (en) * | 2017-05-02 | 2018-11-08 | Шлюмберже Канада Лимитед | Method for predicting risks associated with hydraulic fracturing |
RU2730576C1 (en) * | 2017-05-02 | 2020-08-24 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for predicting hydraulic fracturing of formation, method of hydraulic fracturing of formation, methods for predicting risks of formation hydraulic fracturing |
RU2660702C1 (en) * | 2017-08-08 | 2018-07-09 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for determining maximum horizontal stress of oil and gas formation |
RU2739287C1 (en) * | 2017-12-05 | 2020-12-22 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for analysis and design of stimulation of an underground formation |
RU2713285C1 (en) * | 2019-05-14 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for investigation of height and direction of formation fracturing |
WO2021086220A1 (en) * | 2019-10-31 | 2021-05-06 | Schlumberger Canada Limited | Method for hydraulic fracturing and mitigating proppant flowback |
RU2717019C1 (en) * | 2019-11-06 | 2020-03-17 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of bringing the well on to production mode drilled in naturally fractured formation |
RU2745684C1 (en) * | 2020-10-16 | 2021-03-30 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Method of maintaining a safe range of fracture conductivity when putting a well with hydraulic fracturing into operation |
RU2773015C1 (en) * | 2021-04-20 | 2022-05-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Computer-implemented system for predicting areas with a high fracture content in a rock mass and calculating the volumetric and shear deformation |
RU2786303C1 (en) * | 2022-07-01 | 2022-12-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Технологические партнерства" (ООО "Газпромнефть-Технологические партнерства") | Method for determining the geometry of hydraulic fracturing taking into account the separation and interaction of hydraulic fracturing fluid flows between fractures |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN104040110B (en) | 2019-01-15 |
CN104040110A (en) | 2014-09-10 |
AU2012332270A1 (en) | 2014-05-29 |
US20140305638A1 (en) | 2014-10-16 |
EP2774066A1 (en) | 2014-09-10 |
EP2774066A4 (en) | 2016-01-06 |
EP2774066B1 (en) | 2019-05-01 |
CA2854371A1 (en) | 2013-05-10 |
RU2014122540A (en) | 2015-12-10 |
US10544667B2 (en) | 2020-01-28 |
WO2013067363A1 (en) | 2013-05-10 |
CA2854371C (en) | 2019-12-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2575947C2 (en) | Simulation of interaction between frac job fractures in system of complex fractures | |
AU2013370970B2 (en) | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events | |
EP3271547B1 (en) | Stacked height growth fracture modeling | |
US10352145B2 (en) | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events | |
US10787887B2 (en) | Method of performing integrated fracture and reservoir operations for multiple wellbores at a wellsite | |
US20160265331A1 (en) | Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks | |
Wu et al. | Simultaneous multifracture treatments: fully coupled fluid flow and fracture mechanics for horizontal wells | |
US10760416B2 (en) | Method of performing wellsite fracture operations with statistical uncertainties | |
AU2019200654A1 (en) | Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks | |
RU2634677C2 (en) | System and method for performing well operations with hydraulic fracture | |
US20150204174A1 (en) | System and method for performing stimulation operations | |
WO2017027340A1 (en) | Method integrating fracture and reservoir operations into geomechanical operations of a wellsite | |
EP2904530B1 (en) | System, method and computer program product for determining placement of perforation intervals using facies, fluid boundaries, geobodies and dynamic fluid properties | |
US10794154B2 (en) | Method of performing complex fracture operations at a wellsite having ledged fractures | |
RU2637255C2 (en) | Method for checking fracture geometry for microseismic events | |
WO2023245051A1 (en) | Hydraulic fracturing system |